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Comisión de Regulación de Energía y Gas
REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN LOS
SISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL
DOCUMENTO CREG-05224 de agosto de 2012
CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
Sesión No. 532
Contenido
1. ANTECEDENTES............................................................................................... 181
2. ACLARACIONES DE LA RESOLUCIÓN CREG 097 DE 2008..........................1822.1 Definiciones..................................................................................................................... 1822.2 Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad..............................................................1832.3 Indisponibilidades excluidas..........................................................................................1842.4 Costo de racionamiento a utilizar................................................................................. 1852.5 Zona excluida de CANO................................................................................................185
3. REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS........................................ 1863.1 Activos a reportar...........................................................................................................1863.2 Formatos e instrucciones para el reporte de eventos..............................................1873.3 Responsabilidad de reporte de la información.......................................................... 1883.4 Validación de la Información.........................................................................................1883.5 Supervisión de activos...................................................................................................1883.6 P lazos.............................................................................................................................. 189
4. CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA........................................... 1894.1 Análisis de información histórica..................................................................................1894.2 Análisis de las propuestas recibidas...........................................................................2024.3 Propuesta CREG de cálculo de la ENS..................................................................... 202
4.3.1 Mercados afectados.........................................................................................2054.3.2 Distribución de ENS por eventos simultáneos............................................ 205
4.4 Informe sobre ENS........................................................................................................ 207
Anexos
Anexo 1. ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS
Anexo 2. CUESTIONARIO SIC
r D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO.V V DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO DE ENERGÍA NO SUMINISTSISTEMAS DE TRANSMISIÓN REGIONAL
1. ANTECEDENTES
La Resolución CREG 065 de 2000 modificó los procedimientos para lé mantenimientos del Sistema Interconectado Nacional, SIN, y estableció la consignar el programa de mantenimientos de equipos de transporte al Có Despacho, CND, para un período de 24 meses, de los cuales para los primero;» reporte es de carácter obligatorio y para el resto del horizonte, dieciocho (18) me
coordinación de obligatoriedad de ntro Nacional de seis (6) meses el
ses, es opcional.
Mediante la Resolución CREG 097 de 2008 se aprobaron los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemes de Transmisión Regional y Distribución Local.
Eí artículo 8 de la Resolución CREG 097 de 2008 establece:
“Artículo 8. Calidad del Servicio de Distribución. La calidad del servicio se cte de la información recolectada por el CND sobre la duración de las indisponibilidac de cada STR. La remuneración que reciben los OR, responsables de tales activo: cuando se incumplan las metas y las exigencias señaladas en el CAPITULO 11 de. de la presente Resolución.
erminará a partir es de los activos <s, se disminuirá / Anexo General
de
Para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3, la calidad del servicio de distribución pres, se evaluará trimestralmente en términos de la calidad media brindada conectados a estos Niveles de Tensión, comparándola con la calidad media OR. En función de las mejoras o desmejoras en la calidad media del servicio podrá obtener un aumento o disminución de sus Cargos por Uso y deberá c usuarios “peor servidos", con base en la metodología descrita en el CAPÍTUL General de la presente Resolución. ”
El numeral 11.1.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 señéila:
“El CND deberá someter a aprobación de la CREG una propuesta de Reglamem de Eventos y los formatos para el reporte de la información de que trata este tardar dentro de los tres meses siguientes a la vigencia de la presente Resolución
En el mismo numeral se señala que “los OR deberán informar al CND la ocuif( Evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, la Ejecución de Maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes”.
En el numeral 11.1.8.2.1 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de que “en la resolución de la CREG que adopte el reglamento para el regi^ti establecerá el procedimiento que utilizará el CND para el cálculo de la Energía
ReDe otra parte, mediante comunicación de XM Compañía de Expertos en Mer radicada en la CREG con el número E-2009-000007, el CND remitió el reporte, validación y solicitud de modificación de la información de maniobrad activos de conexión al STN y en los activos de uso del STR”. Posteriorm comunicación con radicación CREG E-2009-004981, XM presentó la "Propuest para la estimación de la energía no suministrada (ENS)”.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
RADA EN LOS
lado por un OR a ios usuarios
referencia del prestado, el OR ompensar a sus O 11 del Anexo
o para el reporte numeral, a más
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2008 se estableceTo de eventos se
Suministrada.No
cados S.A. E S.P., glamento para el y eventos en los
ente mediante la a de procedimiento
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La Resolución CREG 160 de 2010 ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general con el fin de acoger el reglamento para el reporte de Maniobras y Eventos en los Sistemas de Transmisión Regional, además de otras disposiciones relacionadas con la calidad del servicio.
El día 25 de enero de 2011 se presentó, ante las empresas de servicios públicos y terceros interesados, la propuesta del Reglamento para el reporte de Maniobras y Eventos en el STR y del procedimiento de cálculo de la Energía No Suministrada.
Sobre el proyecto de resolución publicado mediante la Resolución CREG 160 de 2010 se recibieron comentarios de las siguientes entidades con las comunicaciones radicadas en la CREG así: Asocodis E-2011-000877, Electricaribe E-2011-000886, Compañía Energética de Occidente E-2011-000859, Codensa E-2011-000879, Empresa de Energía de Cundinamarca E-2011-000863, Empresas Públicas de Medellin E-2011-000876, Empresa de Energía del Pacífico E-2011-000885, Interconexión Eléctrica E-2011-000865, Central Hidroeléctrica de Caldas E-2011-000771, Transelca E-2011-000878, XM £-2011-00966, Consejo Nacional de Operación E-2011-000926 y E-2011-005925 y Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios E-2011-007457. Las respuestas a los comentarios recibidos se incluyen en este documento.
Considerando los comentarios recibidos y los argumentos discutidos en reuniones llevadas a cabo con el CND se elabora la propuesta de resolución sobre los procedimientos para el reporte de eventos en el STR y para el cálculo de la Energía No Suministrada y el análisis de esta propuesta se encuentra contenido en el presente documento.
Para dar cumplimiento a Jo establecido en el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009 y en el artículo 5 del Decreto 2897 de 2010, en el Anexo 2 del presente documento se encuentra diligenciado el cuestionario elaborado por la Superintendencia de Industria y Comercio.
2. ACLARACIONES DE LA RESOLUCIÓN CREG 097 DE 2008
En este aparte se presentan algunas aclaraciones a definiciones de variables contenidas en la Resolución CREG 097 de 2008, con el propósito de precisar la forma como deben ser utilizadas en los procedimientos relacionados con el esquema de calidad del servicio en los STR. Así mismo, se propone la forma de identificar áreas de los STR donde no se aplicarán algunas de las compensaciones definidas en la citada resolución.
2.1 Definiciones
a) Activo No Operativo: aunque la información de todos los eventos debe ser registrada, en el caso de los activos no operativos se debe tener en cuenta que estas interrupciones no serán consideradas para el cálculo de la compensación de ese activo sino del activo causante de la no operatividad.
Además, la compensación no se calculará para los activos causantes que estén ubicados en una de las zonas excluidas de CANO, propuestas en el numeral 2.5 de este documento, ni para los activos que no hayan superado las máximas horas de indisponibilidad.
b) Capacidad disponible del activo: se hacen aclaraciones sobre la forma de estimar la capacidad disponible de algunos activos.
- De acuerdo con la Resolución CREG 097 de 2008, una bahía de interruptor y medio se remunera teniendo en cuenta el interruptor del lado del barraje y la mitad del interruptor del corte central. Para este caso, se propone asignar un porcentaje de la capacidad
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disponible de esta unidad constructiva, UC, dependiendo de los intern indisponibles: 67% de la UC, cuando el corte central no está disponib cuando el interruptor del lado del barraje no está disponible; y cero interruptores diferentes al corte central estén indisponibles o, claran* dos interruptores relacionados con la bahia están indisponibles.
uptores que estén e; 33% de la UC,
cuando los dos ente, cuando los
En el caso de los módulos de barraje se considera el 50% de la ca| ante su indisponibilidad parcial, debido a que existe mayor dificfj porcentajes exactos y que la confiabilidad del sistema puede tener afectaciones que dependen de la configuración existente y de resultante, una vez se presente la indisponibilidad parcial.
Los transformadores, líneas y compensaciones tendrán capacidad disponible real medida según su capacidad nominal.
Para el resto de activos la capacidad disponible sólo tomará valores eje cero o cien por ciento.
c)
d)
e)
f)
Evento: se ratifica la definición de la Resolución CREG 097 de 2008, considera evento toda indisponibilidad parcial o total de un activo, ya sea programada y, por lo tanto, todas las indisponibilidades deben ser reportad
Grupo de Activos: hace referencia a cada uno de los grupos definidos en del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 conformado con indisponibilidades de activos que Inevitablemente trascienden a otros funcionamiento siempre se encuentra interrelacionado.
pfacidad disponible Itad de estimar
cariados tipos de la configuración
indicando que se programada o no as.
el numeral 11.1.2 el fin de reunir las activos, pues su
Inventario reconocido: corresponde al inventario de activos utilizado para costos anuales y cargos máximos, aprobados a cada OR mediante resolijj cual puede ser modificado en los casos previstos en la regulación.
Supervisión: se refiere a la actividad de obtener y procesar la informacic operación del SIN aunque no se tenga control operativo de la misma
2.2 Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad.
c.raPo
Se precisa que, de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG Máximas Horas Anuales de Indisponibilidad, MHAI, están establecidas p< activos definidos en esta resolución y no para cada activo en particular, horas de indisponibilidad de un activo, causadas por un evento sucedido en o' de su mismo grupo de activos, no se tendrán en cuenta para sumarla^ indisponibilidad de los activos del grupo diferentes al causante.
Además, se considera necesario aclarar que las MHAI para el Grupo de Acti diferenciarse entre los barrajes que cuentan con bahías de maniobra y ac tienen.
Al contar con bahías de maniobra se considera que se requiere un número indisponibilidad debido a la participación de un elemento adicional, con lo cuál proponen son:
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a definición de los ción particular, el
n de variables de
097 de 2008, las los grupos de
r esta razón, las ro que haga parte
a las horas de
/os “Barraje” debe uellos que no las
rjnayor de horas de las MHAI que se
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Grupos de A ctivos MHAI
Conexión del OR al STN 51
Equipos de Compensación 31
Línea Nivel de Tensión 4 38
Barraje:- Sin Bahías de Maniobra 15- Con Bahías de Maniobra 30
2.3 Indisponibilidades excluidas.
Con el fin de dar mayor claridad al cálculo de las horas de indisponibilidad y al de la variable CANO, se aclara que la indisponibilidades excluidas aplican para ambos cálculos.
También se aclara que no se consideran indisponibilidades excluidas aquellas ocasionadas por la actuación de esquemas suplementarios instalados para evitar que se presente apertura de interruptores por sobrecarga en circuitos o transformadores remunerados en el nivel de tensión4. Por lo general, la instalación de esta clase de esquemas se presenta cuando existen necesidades no atendidas de expansión del sistema.
De otra parte, cuando se presentan eventos simultáneos en el sistema se debe diferenciar la ENS causada por indisponibilidades excluidas, para poder descontarla de la causada por los demás eventos. El procedimiento para determinar la ENS ante eventos simultáneos se expone en el numeral 4.3.2 de este documento.
El Mantenimiento Mayor es una de las causas excluidas para el cálculo de las horas de indisponibilidad del activo y de la CANO. En la propuesta se establece el tiempo máximo permitido para cada activo, la frecuencia de realización, se establecen reglas generales para la distribución del tiempo del mantenimiento y se considera el caso particular de los bancos de transformadores.
Por ser un caso particular, para el mantenimiento mayor de las subestaciones encapsuladas se dan tiempos diferentes, debido a que se requiere una frecuencia de realización menor pero se necesita más tiempo de intervención.
El mantenimiento mayor debe ser una actividad programada con suficiente antelación y estar incluido en el Plan Semestral de Mantenimiento, de tal forma que los posibles agentes involucrados puedan prever las acciones requeridas para mitigar el impacto que se pueda presentar en la operación del sistema. Por eso se proponen algunas condiciones sobre los plazos para su ejecución: teniendo en cuenta el comentario de los agentes para que no sea necesario realizarlo en días consecutivos, se propone que desde el primer día hasta el último en el que se realiza esta actividad no transcurran más de 30 días calendario; sobre la duración diaria, se propone que sea mínimo de ocho horas con excepción del último día; y, en el caso particular de los bancos de transformadores, el OR puede hacer el mantenimiento por separado para cada unidad, sin que la suma de las horas solicitadas para las tres unidades supere el plazo de 96 horas.
t. D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO■Ui DE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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Los tiempos que superen los parámetros establecidos para este man considerarán como indisponibilidades excluidas y serán tenidos en cuenta diferentes compensaciones.
enenimiento no se
el cálculo de las
De otra parte, para las indisponibilidades excluidas debidas a catástrofes naturales, a obras relacionadas con Planes de Ordenamiento Territorial o las que ejecutan entidades estatales, se aclara que la información y soporte ante el CND debe entregarse mediqnte comunicación escrita y en los plazos que establezca esta entidad.
2.4 Costo de racionamiento a utilizar
Debido a que el valor del costo incremental operativo de racionamiento es mes por la UPME, se aclara que para el cálculo de la CANO se debe utilizla para el mes que se esté liquidando esta variable.
deDe otra parte, se aclara que el escalón a utilizar para determinar el valor siempre corresponderá al primer escalón. Lo anterior permite que las coi concepto de calidad en la actividad de distribución sean valoradas de la misir y en el STR.
2.5 Zona excluida de CANO
Se propone excluir del cálculo de CANO a los activos que pertenezcan a zonp un solo circuito o transformador, siempre que la UPME haya concept alternativas eficientes que cumplan con los criterios requeridos para conside una conexión adicional al SIN.
Entonces, una Zona Excluida de CANO es la zona del STR que, en condic operación, es alimentada sólo por un circuito o sólo por un transformador de el STR.
actualizado cada r el valor vigente
la variable CROq '(Ti pensad ones por a forma en el SDL
s alimentadas por dado que no hay rarlas viables como
ones normales de los que conforman
Para que una zona sea considerada zona excluida de CANO, los OR que pr< esa zona deben entregar la respectiva información al CND en un plazo de posteriores a la fecha de entrada en vigencia de la resolución. Además, es i UPME haya recibido la información necesaria para la evaluación de las alte por los OR para mitigar el riesgo de fallas en el suministro de energía en esa le corresponde al OR obtener de la UPME una comunicación donde se i cumplimiento a este requisito.
El CND verificará si las zonas identificadas por el OR como zonas excluidas con la definición y requisitos establecidos para tal fin y las publicará junto con conforman.
están el servicio en 30 días calendario,
ndispensable que la na tivas propuestas
s áreas, por lo que id ique que se dio
No
La UPME informará al OR y al CND el resultado del análisis de las alterná encontró una alternativa de expansión viable, con lo cual la zona dejaría de c de CANO a partir de la fecha de entrada en operación comercial del proyecto también será dejada de considerar como excluida de CANO en caso d identificado como viable por la UPME no entre en operación comercial en la fed entidad.
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de CANO cumplen los activos que las
itivas, indicando si o|nsiderarse excluida
obstante, la zona que el proyecto
ha prevista por esa
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3. REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE EVENTOS
El capítulo de la propuesta relacionado con el reglamento para el reporte de eventos contiene los lineamientos que se deben seguir para llevar a cabo el reporte de cada uno de los eventos que se presentan en el STR. Se identifican los agentes responsables del reporte y de su validación, la información que debe contener, los plazos de las actividades relacionadas, etc.
Dentro de las tareas encargadas al CND, está la de procurar una operación segura, confiable y económica del Sistema Interconectado Nacional, para lo cual se han establecido normas sobre la coordinación y la operación de los activos, principalmente, del Sistema de Transmisión Nacional, STN. Para el STR se propone que el CND defina y dé a conocer los casos en los que impartirá instrucción directa para ejecutar maniobras en los activos del STR, para conocimiento por parte de los agentes encargados de la operación de los activos del STR y para que se realicen las adecuaciones necesarias.
3.1 Activos a reportar
Los eventos en los activos que conforman los grupos de activos definidos en el numeral 11.1,2 de la Resolución CREG 097 de 2008 deberán ser reportados con base en lo establecido en el reglamento. Aquí se propone precisar el conjunto de activos que conforman cada uno de estos cuatro grupos:
a) conexión del OR al STN: constituido por el transformador que se conecta al STN, incluye todas las bahías de transformador que lo conectan al SIN. Además se consideran dentro de este grupo los transformadores que, aunque no se conectan al STN, por lo menos tienen dos devanados operando en el Nivel de Tensión 4, junto con las bahías de transformador en este mismo nivel,
b) equipos de compensación: constituido por ei respectivo equipo de compensación y las bahías que lo conectan al STR,
c) línea Nivel de Tensión 4: constituido por las UC de línea que conforman un circuito que conecta dos subestaciones del STR (o más de dos subestaciones cuando hay conexiones en T). Incluye las bahías de línea con las que se opera su conexión al STR,
d) barraje: constituido por la UC módulo de barraje. En caso de que cuente con bahías de acople, transferencia o seccionamiento éstas también estarán incluidas.
Se deben reportar los eventos ocurridos en los activos del STR que conforman los anteriores grupos y corresponden a los siguientes: los considerados en el cálculo de los costos anuales y los cargos máximos aprobados en las resoluciones particulares, es decir hacen parte del inventario reconocido; los que están en operación comercial y pueden hacer parte de ese inventario; y los activos reportados por los adjudicatarios de los procesos de libre concurrencia, también asimilados a sus respectivas UC las cuales deberán mantenerse actualizadas según se modifiquen o actualicen en el tiempo.
Para los activos que están en operación comercial y aún no hacen parte de algún inventario reconocido, sólo se tendrán en cuenta las horas de indisponibilidad una vez se haya iniciado la remuneración de esos activos. Sin embargo, considerando que pueden ocasionar situaciones no deseadas en la operación del Sistema Interconectado Nacional, SIN, se propone que desde su conexión al SIN se calcule la Energía No Suministrada ocasionada por eventos en esos activos; la respectiva compensación, si a ello hubiere lugar, se descontará una vez quede en
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firme el acto administrativo de la Superintendencia de Servicios Públicos Dom se haya iniciado la remuneración del activo causante.
3.2 Formatos e instrucciones para el reporte de eventos
Tras la revisión del borrador del reglamento de reporte de eventos enviado por el CND a la CREG y las reuniones conjuntas sostenidas sobre el tema, se identificó la conveniencia de dejar a cargo del CND la publicación de los formatos e instrucciones para el reporte de eventos, debido a que el operador del sistema es quien tiene el manejo de las acciones, termino ( procedimientos que se llevan a cabo diariamente en la operación del SIN.
ciliarios, SSPD, y
Adicionalmente, se considera que a través del CND se facilitará la imple modificaciones o ajustes en los formatos que sean necesarios durante la ejec propias de la aplicación de la metodología.
mentación de las Lición de las tareas
Por esta razón, en la resolución propuesta se establecen los requerimi' información que debe contener el reporte de eventos que deben entregar los activos al CND, los cuales son:
a) activo sobre el cual se presenta el evento,
b) fecha y hora de ocurrencia del evento,
c) duración del evento, de acuerdo con lo establecido en el numeralgeneral de la Resolución CREG 097 de 2008 y teniendo en cuenejecución de maniobras establecidos por la regulación y los procedim defina para tal fin,
éntos mínimos de operadores de los
ogía, procesos y
11.1.4 del anexo :a los tiempos de entos que el CNO
informar el activo
d) la Capacidad Disponible del Activo durante el evento,
e) causa que origina el evento, precisando si corresponde a alguna de lab excluidas, segúnlo previsto en el numeral 11.1.5 del anexo general de la Resolución CfjtEG 097 de 2008,
f) cuando el activo quede no operativo por causa de otro del STR, causante y precisar si pertenece al mismo Grupo de Activos,
g) señalar cuándo el evento obedece a la operación de un esquerjna suplementario, identificando el respectivo esquema,
h) diferenciación entre eventos programados y no programados,
i) demanda no atendida identificada por el OR,
j) número de consignación, cuando aplique,
k) clasificación según las causas detalladas, acordadas y publicada Nacional de Operación, CNO,
I) descripción del evento.
La información deberá ser reportada en los plazos establecidos. Sin embari según la causa detallada podrá ser modificada dentro del plazo que establezca que esta no tiene incidencia en el cálculo de las horas de indisponibilidad de los
Teniendo en cuenta que el Consejo Nacional de Operación, CNO, expidió el Aa aprobando las causas detalladas para el reporte de eventos en el STR, se prop
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s por el Consejo
go, la clasificación el CND, debido a
activos.
uerdo 547 de 2011 one que el Consejo
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pueda actualizar y publicar el listado, y que su aplicación se produzca a partir del primer día calendario del mes siguiente a su publicación.
Una vez elaborados los formatos e instrucciones para el reporte de eventos y siempre que se necesite modificarlos, el CND deberá enviarlos para conocimiento de la CREG.
3.3 Responsabilidad de reporte de la información
La información deberá ser reportada por el operador de los activos ya sea el OR u otro a quien se le haya encargado esta labor. No obstante, la responsabilidad de la calidad y oportunidad de la información reportada siempre será del OR af que se le están remunerando los activos.
3.4 Validación de la Información
El numeral 11.1.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de 2008 establece:
“Los OR deberán informar al CND la ocurrencia de cualquier Evento, dentro de los quince (15) minutos siguientes a la ocurrencia del mismo, y la Finalización de la Ejecución de Maniobras dentro de los cinco (5) minutos siguientes. En caso de que un agente no efectúe tales notificaciones en los plazos señalados, se ajustará el número Máximo de Horas Anuales de Indisponibilidad del Activo correspondiente, de acuerdo con lo establecido en el numeral 11.1.3 de este Anexo.”
Sin perjuicio de lo anterior, los reportes de las maniobras y eventos en los activos de uso del STR deberán ser ingresados por los agentes a la base de datos correspondiente, en los plazos establecidos para este fin.
El CND validará la información reportada confrontando la información de eventos ingresada en la base de datos con la disponible en los registros de señales digitales y análogas, la relacionada con consignaciones, etc. El CND aclarará cuáles son las fuentes y la información que utilizará para la verificación.
Después de la validación hecha por el CND, el agente podrá solicitar ajustes. Al final, la información que deberá utilizarse será la validada y, si es el caso, ajustada por el CND, que a su vez debe ser la que esté registrada en la base de datos.
3.5 Supervisión de activos
Todos los OR deberán contar con supervisión en tiempo real de los activos a reportar, un sistema de secuencia de eventos, SOE, un enlace de comunicación y un protocolo acordado con el CND. En caso contrario, en un plazo de dos meses los OR deberán entregar a la CREG un cronograma informando acciones a realizar y la fecha en la cual estará en operación la supervisión requerida. EJ plazo máximo para contar con estos equipos será de doce meses.
Aunque la propuesta no exige tener un canal dedicado de comunicación continua, sí es necesario tener disponible la información determinada por el CND para que esta entidad pueda acceder a ella.
Con la frecuencia que el CND determine, el OR deberá permitirle acceder a la información registrada en su sistema de Supervisión, con el fin de obtener las mediciones de potencia en los barrajes de Nivel de Tensión 4 o, en el caso en el que el OR no tenga este nivel en su sistema, en los puntos de conexión con los sistemas de otros OR.
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3.6 Plazos
Para cada una de las actividades que deben ser realizadas por los agentes establecen los plazos, contados a partir de las 24:00 horas del día de muestran en la siguiente tabla:
o por el CND se Operación, que se
Actividad Responsable Plazo (h)
Ingreso de reporte de eventos Agente 12
Validación y publicación de listado de inconsistencias CND 36
Solicitud de modificación de información Agente 60
Respuesta a solicitudes de modificación CND 72
Sin embargo, el CND precisará mayores plazos para eventos ocasionad^; naturales o por actos de terrorismo y para los que causen desatención d energía cuya magnitud sea superior al 10% de la demanda del SIN.
4. CÁLCULO DE LA ENERGIA NO SUMINISTRADA
s por catástrofes e la demanda de
En este aparte se propone una metodología para estimar la Energía No Sunrjinistrada decir, la cantidad de energía que se deja de entregar a los usuarios por causa STR que a su vez ocasiona indisponibilidad de activos de este sistema, lo transporte de la energía.
El numeral 11.1.8.2.1 del anexo general de la Resolución CREG 097 de cuando el porcentaje de ENS “sea superior al 2% el CND enviará el resp< Superintendencia de Servicios Públicos quien determinará si se presentó responsable de dicho evento”.
2008 establece c lectivo informe a
ENS y el age
Adicionalmente, el CND presentó las propuestas de cálculo de la ENS las cuale^ analizadas en el Documento CREG 128 de 2010. Para la elaboración de la fueron considerados dichos análisis, los comentarios recibidos de los agentes contenida en la Resolución CREG 160 de 2010, y la diferente información disp^i por los agentes y por el operador del sistema.
De los comentarios realizados por los agentes se observó, en forma preocupación por las posibles confusiones que se pudieran presentar en la estii por las diferencias entre el pronóstico y la demanda real. Esto motivó a des sobre los valores históricos y mostrar los efectos de la aplicación de la propuesl ENS, con base en información real de los agentes.
4.1 Análisis de información histórica
Con el objeto de analizar la desviación entre el pronóstico y la demanda real estimación de la ENS, se revisó la información histórica de estas varia suministrada por el CND para los años 2010 y 2011 para cada periodo horario por cada una de las unidades de control de pronóstico (ÜCP), inclusive las conformadas recientemente. Con esta
ENS, es de un evento en el que no permite el
fueron descritas y presente propuesta sobre la propuesta nible suministrada
general, una gran mación de la ENS
arrollar un análisis a de estimación de
y su impacto en la bles en los STR,
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información se estimó la desviación para cada periodo horario, tomando la información de pronóstico y la información de demanda real horaria.
Con los resultados obtenidos se encontró que existen variaciones entre el pronóstico y la demanda real y que dichas variaciones se comportan de forma diferente para cada UCP o mercado1. En la Tabla 1 se muestran los valores promedio y las desviaciones estándar del error en la estimación del pronóstico para cada UCP, calculado para cada periodo horario como el porcentaje que representa la diferencia entre el pronóstico y la demanda real frente a la demanda real, tomando como referencia la información de cada uno de los periodos horarios del año 2011. En la Gráfica 1 se muestra el porcentaje del total de horas del año, tanto para el año 2010 como el 2011, en los que se presentaron los rangos de errores mostrados en la gráfica.
De la información analizada se observaron diferentes comportamientos para las UCP. 14 de las UCP presentan errores promedio cercanos al 0% para los periodos horarios del 2011, 5 UCP presentan errores menores al 2% (en valor absoluto), y las restantes tienen errores superiores al 2% lo que indica que sus métodos de pronóstico deben ajustarse para minimizar dichas diferencias.
También se observó que existen tendencias en el pronóstico, es decir existen algunas UCP que pronostican con valores mayores que lo esperado en la demanda, otras en cambio pronostican casi siempre con valores por debajo de lo esperado en la demanda.
De los análisis realizados se encuentra que es posible realizar pronósticos que se acerquen a la demanda real de modo que el error en dicho pronóstico sea bajo como es el caso de algunas UCP; también se encuentra que aplicar la propuesta de los agentes de utilizar un rango de desviación que defina un límite inferior o superior sobre el pronóstico para estimar la ENS no es fácil de aplicar, dada la misma variación en el comportamiento del pronóstico que hace cada UCP y por tanto se debe buscar un ajuste al pronóstico que se pueda aplicar a cada UCP de manera general.
Adicionalmente, se considera que el procedimiento de elaborar el pronóstico es una actividad que ha venido funcionando en el sector y sigue siendo la base para la elaboración del Despacho Económico que es utilizado para la asignación eficiente de los recursos de generación existentes. La metodología que se proponga para la estimación de la ENS no debe influenciar de ninguna forma la elaboración del pronóstico diario.
Teniendo en cuenta lo anterior, la propuesta consiste en mantener los datos del pronóstico entregados por cada agente responsable de la entrega de esta información de acuerdo con la normatividad vigente, y tal como se consideró en la propuesta hecha en la Resolución CREG 160 de 2010, ajustar el pronóstico a la situación real del momento anterior a la ocurrencia de un evento, con lo que se mantiene la forma de la curva de carga entregada diariamente por los agentes pero se consideran las variaciones naturales que se puedan presentar en el día de operación. Con este propósito, a partir del pronóstico del mercado de comercialización utilizado para el Despacho Económico se crea un “pronóstico nuevo” para los periodos horarios durante los cuales hay una indisponibilidad.
1 Solo 8 mercados de comercialización no tienen su propia UCP, y por tanto reportan con otros mercados en una UCP integrada.
f D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO 190V>pE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
Sesión No.532
Tabla 1. Valores del error entre el pronóstico y la demanda (2011)
UCP Promedio Desviaciónestándar
ErrorMínimo
ErrorMáximo
UCP-01 1,1% 1,8% -10,4% 7,4%UCP-02 -0,8% 2,4% -12,9% 15,3%UCP-03 1,1% 6,3% -19,0% 49,1%UCP-04 0,8% 5,1% -23,0% 25,3%UCP-05 -2,2% 4,6% -35,4% 37,7%UCP-06 0,8% 5,4% -18,1% 167,2%UCP-07 0,0% 5,2% -35,9% 30,1%UCP-08 0,6% 3,9% -18,8% 28,9%UCP-09 0,6% 3,5% -15,4% 21,8%UCP-10 -0,2% 6,3% -37,4% 67,6%UCP-11 0,5% 10,0% -38,0% 53,3%UCP-12 3,6% 7,3% -39,1% 160,1%UCP-13 1,1% 4,9% -18,5% 37,7%UCP-14 1,0% 9,4% -38,1% 85,7%UCP-15 -2,8% 6,5% -27,9% 32,4%UCP-16 0,7% 5,9% -22,8% 76,1%UCP-17 -0,1% 7,2% -47,5% 206,0%UCP-18 0,0% 6,2% -35,6% 104,7%UCP-19 1,8% 14,9% -45,2% 249,3%UCP-20 0,8% 11,2% -56,5% 167,8%UCP-21 -0,8% 7,3% -22,6% 100,9%UCP-22 -7,8% 8,1% -36,2% 91,9%UCP-23 -3,8% 10,6% -55,8% 163,2%
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO>cpE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
% h
oras
/año
%
hora
s/a
ño
% h
ora
s/a
ño
Sesión No.532
Gráfica 1. Frecuencia en el error del pronóstico2
UCP-01 UCP-02_______________ 45»------------------------45% - ------ -----
40%
35%
30%
25%20%
15%
10%5%
0% —-50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
2010 ii 2011 I
40%
35%Oe 30%re*>• 25% 2O 20%
15% 10%
5%
0%-50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
2010 BjOll I
20%
1S%16%14%12%10%
3%6%4%2%0%
UCP-03 UCP-04
á m m m M u m m u-50% -20% -10% -5% -2% C% 2% 5% 10% 20% 50%
12011 J2010
OiC
25%
20»
15%
i 20%
5%
OH-50%-20%-10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
2010 □
UCP-05 UCP-0635%30%
25%20%
15%
10%
5%0%
-50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
3 0 * ------
25%
ra 20$ 15%O2K 10:-
5 ‘
0 •'
2010 *2011
-50% .20% -10% -5% -2 r. 0 :- 2V. 55 10W 2 0 * 50%
.2010 «2011
2 Las gráficas muestran el porcentaje d e periodos horarios que se encuentra en cada uno de los rangos de error en los que se divide el eje horizontal.
TD-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO 192
E ENERGIA n o s u m in is t r a d a en e l STR
Sesión No.532
UCP-07 UCP-0825*
20%O<c:
15%US£®o
j : 10%5R
5%
0%-50% í20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 5Cfc
■ 2010 ■2011___ j
30%
25%
O1= 20% Jütf»S 15% OUl
10%
5%
0%-4o% -20% -10% -S% -2% 0% 12% 5% 10% 20? Í0%
L 2010 p ¿011
UCP-09 UCP-1030%
25%
0>= 20%
>3.«Ac 15%1se 10%
5%
o%-SOSjS -20% -10% -£% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
,2010 «ÍOllI
UCP-1118%
16%
14%0% 12%
$ 10%
O 8%•c* 6%
4%
2%
0%-KB» -20% -10% ,-5% -294 0% 2% 5% 5094
25iX
20»O■c1» 15*
i«0-c 10>.*
5 *
- 5 . - 2 . C’ 2V 5';
2030 ■ 2033
305
25%O‘C 2«i-s.V\iS 15S o
5 »<*
UCP-l(2
L J I I I J 1 H L-5iTk -20 -lO- -5% -2% 0 2% 1C 2C 50
2010 ■2011 2010 ■ 2011
D-052-12)REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
193
Sesión No.532
UCP-1325%
20%o
1C4S. 15%VI
Go
.c 1 0 %
5 »
0%-50*-20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
2010 12011
18%16%
H%O«c 12%(9
10%CO 8%
^ 6% 4%
2% 0%
UCP-14
-50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%.
L 2010 12011
UCP-15 UCP-16J0%
25%O
>= 20%
(AG 15% o
5 10,45%0%
-50%-20%-10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
O1C■5viEo
20%
18%16%14%12%
10%8%6%4%2%0%
-50% -20% -10% -5% -2% C% 2% 5% 10% 20% 50%
2010 • 2011 2010 ■ 2011
UCP-17 UCP-18
o1C-nsv i(Eo
20%
18%
16%
14%12%
10%8%6%4%2%0%
25%
20%
15%
5 10%
5%
0%-50%-20%-10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50% -50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
2010 • 2011 2010 ■ 2011
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO 194DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
Sesión No.532
UCP-19 UCP-20
6 UN
-50% -2<m -10% -5% -2% 0% 2% i% 10% 20% 50%
í ÜOIO •2011 I
UCP-2125%
20%O
iC15%
_c 10%
5%
0%-509ií -20% -10% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
12010 1 2 0 1 1
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10M8%6%4%2%0%
-50% -20% -10% ,5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
2010 ■ 2011
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• o -20- .0» -5 -2^ O 2 ' 5 S 10- 20- 5 0
■ 2010 ■ 2011
UCP-2;¡!45%
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35%30%
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10%
5%
0%■50% -20%. -10% -5% 2%
2010
0% 2% 5% 10% 20% 50%- -»—2011
Con el propósifO|de verificar sí dicha propuesta mejora las condiciones iniciales mostradas d£ error entre el pronóstico y la demanda real, sé calculó para cada periodo iporario de los añois 2010 y 2011 el pronóstico ajustado según la infbrmadón de la demanda real de la hora anterior aplicando la fórmula propuesta en la Resolución 160 de 2010. Los resultados se encuentran en la Tabla 2, y de allí se observa que el error promedio y la desviación estándar mejoraron para
D-052-12 REPORTE1 DE EVENTOS Y CÁLCULO 195STDE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
Sesión No.532
cada UCP, respecto de los valores obtenidos utilizando el pronóstico sin ningún ajuste. Adicionalmente, se encontró que la cantidad de periodos horarios que inicialmente superaban el 2% del error, valor establecido en la regulación para la determinación de ENS, es mucho menor sí se ajusta el pronóstico con la fórmula propuesta. En la Gráfica 2 se observa cómo cambia la distribución de error para cada UCP, de modo que tiende a acercarse al 0%, con independencia de la tendencia que tenga el pronóstico de la UCP, a excepción de los pronósticos cuya variación es demasiado alta.
Este análisis, permite mostrar que ajustar el pronóstico con la información de la demanda real hace que la curva del pronóstico ajustado disminuya las tendencias que tienen los pronósticos y así el pronóstico ajustado se acerque mucho mas a la curva de demanda real de cada mercado o UCP, haciendo que la diferencia entre los dos valores sea menor.
Tabla 2. Errores con el pronóstico ajustado (2011)
UCP Promedio Desviaciónestándar
UCP-01 0,0% 0,6%UCP-02 0,0% 1,0%UCP-03 0,0% 1,4%UCP-04 0,0% 1,7%UCP-05 0,0% 2,1%UCP-06 0,0% 2,1%UCP-07 0,0% 2,7%UCP-08 0,0% 2,3%UCP-09 0,0% 2,6%UCP-10 0,0% 2,8%UCP-11 0,0% 3,0%UCP-12 -0,1% 3,6%UCP-13 -0,1% 3,4%UCP-14 0,0% 3,0%UCP-15 -0,1% 5,0%UCP-16 -0,1% 4,3%UCP-17 -0,1% 3,5%UCP-18 -0,1% 5,4%UCP-19 -0,1% 3,9%UCP-20 -0,2% 7,2%UCP-21 -0,2% 7,7%UCP-22 -0,1% 4,5%UCP-23 -0,2% 5,6%
L D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO 196V^DE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STRl \vJ
%de
ho
ras/
año
%de
ho
ras/
año
%de
ho
ras/
año
Sesión No.532
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30%
20%
10%
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Mbit
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
MOSt
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Gráfica 2. Frecuencia en el error con M pronóstico ajustado
UCP-01 UCP-02
^ J-50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
l Propuesta CREG ■ ír ro r pronóstico 1
45% o 40%
£35% § 30%
ai 20* 15% 10% 5% 0%
-50% -20% -10% -5% -2%t >0% 2% 5% 10% 20% 50%
M Propuesta CREG ■ error pronóstico
UCP-03
-SO» -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
| ■ Propuesta CREG ■ error pronóstico |
«35*40%
2 35» m> 30% S 25%
■o 20!
* 15%
10».
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UCP-02
-50-, -20m. -10% -5% -2% 0W 2% 5% 104.: 20'-, ÍO f
•I P ro o ce s ta CREG i t r r o r p ro n o s t ic o
UCP-05
-50% -20% -10%: -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
1 * Pj-opuesta CREG ■ error pronóstico
15> | ■
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V D-052-12 ¡REPORTE DE EVENTOS Y CALCULO‘ F* DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
197
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hora
s/añ
o %
de ho
ras/
año
% de
hora
s/añ
o
Sesión No.532
UCP-13 UCP-14J3Kb ----
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0%■50% -20% -10% -5 % -2 % 0% 2% 5% 10% 20% 50%
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I Propuesta CREG ■ error pronóstico « Propuesta CREG ■ error pronóstico
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20%
15%
10%
5%
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UCP-15 UCP-16
.Propuesta CREG error pronostico
-50% -20% '5% -2 % 0% 2% 5% 10% 20% 50%
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■ Proouesta CREG ■ error p ron di! ico
UCP-17 UCP-183U"/o
25%
20%
15%
10%
5%
0%-50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
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0 20%i»—.1 15%J=VS? !0%
5%
0%-50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
l Propuesta CREG ■ error pronóstico ■ Propuesta CREG te rro r pronostico
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULODE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
199
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hora
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ho
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hora
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o
Sesión No.S32
UCP-07 u c p -0£
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151
IOS5?kOÍS
-501!. -ion -10- -5S -2 * C . 2 5 la -. 2C 50
■ Propuesta CRF.G ■ error pronostico
35%
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10%
5%
0%-50% -20% -10% -5-t -2% 0% 2% 5%, 10%. 20% 50'“
i Propuesta CREG » error pronóstico
UCP-09 UCP-10sl/rs35%
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0%-50^4 -20% -10% ^5% -2% 0% 2% S% 10% 20% 50%
n Propuesta CREG ■ error pronóstico ^
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■8 js ■ae
10%
5%
0%5C -201 -10*. -5 -21 0% J** ‘' L 10 2C 50
■ Propuesta CREG ■ error pronóstico
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30%
25%
20%
15%
10%
5%0%
UCP-11
J-50% -20% -lO1 -5% -2% 2% 5% 10% 20% 50%
3 Of.
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-2, 25 %y.E| 20% or
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UCP-l|2
-50% -20% -1,0% -5% -2% Q i 2% 5% 105, 20% 50%
II Ptopuesta CREG ■ error pronóstico i Propuesta CREP error pronóstico
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERpiA NO SUMINISTRADA EN EL STR
198
Sesión No.532
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UCP-19
-50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
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■ Propuesta CREG « e rro r pronóstico
UCP-21 UCP-22¿b%
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| 15% -oje 10%
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0%-50% -20% -10% -S% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
j” ■ Propuesta CREG • e rro r pronóstico” ]
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35%
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l Propuesta CREG ■ error pronóstico ,
¿UÍU
18% o 16%
I - | 12%M 10%
*6%4%
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UCP-23
-50% -20% -10% -5% -2% 0% 2% 5% 10% 20% 50%
I Propuesta CREG ■ error pronóstico
En la Tabla 3 se muestra el porcentaje que representa la cantidad de periodos horarios en los que se presentan diferencias menores al 2% en valor absoluto, para cada una de las 23 UCP analizadas, y se compara con el porcentaje de errores menores al 2%, obtenido una vez aplicado el pronóstico ajustado propuesto en este documento.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULO 2004 D-052-12 R tP O R I t D t t V t N I O t . Y (JALUUL'V, DE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
b
Sesión No.532
Tjabla 3. Porcentaje de errores menores y mayores al 2%
UCPAntes del ajuste |
|Oon el pronóstico ajustado
< |2%| > |2 °/<i| < |2% > |2 %|UCP-01 56% 44% I ; óq% 1%UCP-02 63% 37%, l $9% 11%UCP-03 28% 72% 1 $3% 17%
. UCP-04 34% 66% ' o0% 20%UCP-05 32% 68%, 1 78% 22%UCP-06 52% 48%, |4% 26%UCP-07 34% 66°/c f l % 29%UCP-08 50% 50% 69% 31%UCP-09 48% 52%, 09% 31%UCP-10 28% 72%| 02% 38%UCP-11 21% 79%! 02% 38%UCP-12 25% 75% 02% 38%UCP-13 38% 62% 56% 44%UCP-14 22% 78°/ i 50% 50%UCP-15 38% 62°/ 49% 51%UCP-16 31% 69°/ 49% 51%UCP-17 32% 68°/ j 47% 53%UCP-18 33% 67°/ , 44% 56%UCP-19 21% 79°/ 42% 58%UCP-20 18% 82°/ 41% 59%UCP-21 22% 78°/ j ,39% 61%UCP-22 13% 87°/ 39% 61%UCP-23 21% 79% 35% 65%
Como seí observa, el porcentaje de errores menores al 2°Á se duplica, en promeoio, al calcular lasIt^dos se puede conc uir que estimar la ajustado permite acercase a la demanda
diferencias con e! pronóstico ajustado. Con estos res il ENS utilizando cQmo referencia la curva de pronósticoreal, eliminar las desviaciones que se pueden presentar en la determinación del pronóstico, y considerar el conjiportamiento que se esté presentando Jen la demanda antes del evento y que no hayan sido identificados en el pronóstico.
feal no se pudo cdrrelaclonar con láesta última nó
pronóstico y demanda la fecha de
La infor'mación histórica deinformación que se tiene hasta la fecha de ^ventosjen el STR dado que corresponde a información histórica consolidada comq ¿i se tiene en el Sistejma de Transmisión
De la informaciónNacionajl, dentró Idel cumplimiento del esquema de calidad en dicho sistema de eventos en éljSTR se encontró que los agentes reportaron 1634 y 1561 para el 2010 y|2011 respectivamente, de líos cualps el 99%, en am clasificabión como eventos no programados, l¿ que puede significar o que
no corresponde cor una vez entre a re
eventos en el STR bos casos, fueron
no se encuentran el tipo de evento,
gir el esquema dereportados los eyentos programados o la clasificación condicidnes de: reporte de información que cambiarán calidad en el S]TR. A partir de entonces se podrá con^ajr con información hiitórica para realizar los respectivos análisis.
^ D-052-12 REPORTE' DE EVENTOS Y CÁLCULO' V DE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
201
Sesión No.532
4.2 Análisis de las propuestas recibidas
En los diferentes ejercicios de estimación del error existente en el pronóstico de la demanda, entendido como la diferencia entre los valores del pronóstico y la demanda real, se detectó lo siguiente:
- Con base en los acuerdos vigentes del Consejo Nacional de Operación, el pronóstico de demanda del Sistema Interconectado Nacional (SIN) se crea a partir de la información generada en las Unidades de Control de Pronóstico (UCP). Estas UCP no corresponden siempre a un mercado de comercialización pero, de acuerdo con la Resolución CREG 097 de 2008, se requiere tener un pronóstico para cada uno de los mercados de comercialización.
Para definir el rango de confianza del pronóstico de cada mercado de comercialización se hace necesario conocer su información histórica. Es posible conocer la historia de la demanda real atendida para cada mercado, pero para tratar de obtener la historia del pronóstico se tienen diferentes métodos que a su vez generan resultados diferentes.
El cálculo del error produce también resultados diferentes dependiendo del método utilizado. A su vez, la desviación estándar de este error es diferente y por lo tanto el rango de confianza tendría un valor diferente.
De acuerdo con la información histórica de pronóstico que tiene XM, se tienen más de 20 tipos diferentes de días para hacer el pronóstico horario. La diversidad tiene que ver con diferentes aspectos como: días hábiles, festivos, sábados, domingos, festividades de fin de año, etc. Con esta clasificación, para algunos tipos de día se tiene una buena cantidad de información pero para otros, como los que se presentan una sola vez al año, es muy poca la cantidad de datos.
- En los análisis realizados por XM, sobre la información histórica, se concluye que la desviación estándar del error disminuye a medida que aumenta el horizonte de datos.
Para la propuesta relacionada con la identificación de los transformadores de distribución afectados por una indisponibilidad del STR, se requiere manejar una gran cantidad de información. Para cada transformador, además de su identificación en cuanto a capacidad y circuito donde está conectado, se requiere la fecha y hora de inicio y fin de una indisponibilidad en el transformador. De acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 043 de 2010, esta información la reporta diariamente el OR al LAC, pero la información oficial que se utiliza para el cálculo de las variables e índices de calidad del SDL es la reportada por los agentes al SUI, por lo tanto puede diferir de la reportada ai LAC. Adicionalmente, en la información reportada al LAC la causa de la indisponibilidad es consignada trimestralmente y por esta razón se considera que no es obtenida con la oportunidad requerida y su seguimiento es más dispendioso por no provenir de forma automática.
4.3 Propuesta CREG de cálculo de la ENS
Para la estimación de la Energía No Suministrada, ENS y del Porcentaje de Energía No Suministrada, PENS, se tendrá en cuenta lo siguiente:
• se utilizará la información del pronóstico y la demanda real de cada mercado de comercialización,
se hará la estimación sólo cuando se trate de eventos no programados,
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nó serán objeto de cálculo los eventos no programados que ocurran en activos que| h^cen pallé de la lista Zonas Excluidas dé CANlb.
Respectq a la infqrmación de pronóstico y demanda real a utilizar, es imporen cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 025 de 1995, los valores deben estarlexpresadps en MWh, pero no necesariamente en valores enteros; de modo
cuales los consumos son precisamente de unos pocospequeña^, en las decimales usados para estas UCP.
permitan minimizar los errores entre¡ el pronóstico y la demanda observados
ante precisar que¡
que para las UCF^ MWh, los valores
También Ise encuentra que es preciso que cada mercado de comercialización realice su propio! pronóstico, labor que según información suministrada |por el operador del mprcado ya se está1 realizando en las lÜCP que estaban integrando diferentes mercados.
Gráfica 3. Estimación de ENS
10,0
8.0
6,0
4,0
2-0
0,0
jemanda Emrertwa
i onostico
-’ronóstico Nuevjí
13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
En la Giláfica 3 se muestra la forma como se propojne estimar la ENS p ocurre, gor ejemplo, en el periodo horario 11. A|partir bol valor de la demanijJ periodo Iporario arpterior al evento (10), se construye una curva similar a la d obtener la curvá del “pronóstico nuevo”. Para cada uno de los dos primero de ocurrencia del i evento se estima la ENS corrlo la djf^rencia entre el “pro demanda entregada en esos periodos.
líira un evento quq da entregada en el el pronóstico, para
periodos horario^ •nóstico nuevo” y Iq
Para calcular el ¡pronóstico nuevo de demanda ge propjohe mantener la fórmijil Resolución CREG 160 de 2010, es decir, estimarlo a partir del pronóstico ajustándglo con la!relación que se obtuvo, para el|periodb janterior al evento, en y el pronóstico de ése periodo.
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a propuesta en la bel periodo horario :re la demanda real
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Sin embargo, puede darse el caso que en el periodo horario (0) anterior al evento a analizar (evento 1) se haya producido otro evento (evento 0) y se podrían presentar las siguientes situaciones:
• que el efecto del evento 0 no haya sido superado durante el periodo horario (0) en el quese presentó y continúe la afectación de la demanda atendida, durante los periodos horariossiguientes, o
• que el efecto del evento 0 haya sido superado durante el mismo periodo horario (0) en elque se presentó, lo que ocasiona que la demanda real atendida haya sido afectada solodurante ese periodo horario (0).
Para la primera situación, el periodo a utilizar para determinar la relación entre la demanda real y el pronóstico en el análisis del evento 1 es justamente el anterior a la ocurrencia del evento (periodo horario 0). Pero para la segunda situación, dado que en ese “periodo anterior” se presentó una distorsión de la demanda real solamente durante ese periodo, se debe buscar hacia atrás otro periodo horario en el que no se haya presentado la situación descrita.
La demanda horaria entregada en el mercado de comercialización atendido por el OR j se calcula a partir de la suma de las demandas de los comercializad o res que atienden usuarios en ese mercado, con los datos de energía de cada periodo horario referidos al STN, y sin considerar pérdidas en el STN.
Dado que un evento puede tener influencia en más de un mercado, se propone identificar los mercados afectados con base en el procedimiento descrito en el numeral 4.3.1 de este documento. Además, considerando que el mayor efecto y el más directo, originado por la ocurrencia de un evento, se presenta en las primeras horas, se propone estimar la ENS sólo para los dos primeros periodos horarios de ocurrencia del evento.
Para cada periodo horario, el valor de la ENS estimada en un mercado afectado sólo se tendrá en cuenta si su magnitud supera el 2% del “pronóstico nuevo” de ese mercado, en caso contrario la ENS se asume igual a cero.
Para cada mercado afectado, la ENS es igual el mayor de los valores obtenidos para los dos periodos horarios analizados; y la ENS ocasionada por la indisponibilidad i de un activo u corresponde a la suma de las energías calculadas para cada mercado de comercialización afectado.
En el aparte 3 del numeral 11.1.8.2 del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008 se señala que el valor de la compensación por ENS se calcula con base en el Costo Incremental Operativo de Racionamiento de Energía, correspondiente al escalón donde se encuentre el porcentaje de ENS. Sin embargo, teniendo en cuenta la propuesta incluida en el numeral 2.4 de este documento para que, independientemente de la magnitud de la ENS, se utilice únicamente el costo de racionamiento del primer escalón, no se hace necesario conocer el porcentaje de la ENS para estimar el valor de la compensación.
Cuando se presente más de un evento en un mismo activo dentro de un mismo período horario, no es necesario calcular diferentes compensaciones para cada evento ya que la ENS se estima para un periodo horario completo y, para ese caso, toda la energía sería atribuible al mismo activo.
Si se presenta más de un evento en activos diferentes, se deberán identificar los mercados afectados en común por los eventos, con el fin de establecer la contribución que hizo cada
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evento de manera independiente en la ENS causada. Esto se analiza en el numeral 4.3.2 de este documento.
4.3.1 Mercados afectados
Cuando se presenta un evento en el STR existe la posibilidad de que además comercialización al que pertenece el activo en el que se presenta la indispo afectarse otros mercados que reciben o entregan energía al mercado del event
del mercado de oibilidad, pueden o .
Con el propósito de identificar los mercados afectados por el evento de un aptivo, se propone que el CND siga el siguiente procedimiento:
a) identificar los mercados de comercialización que pudieron ser afectados p^r el evento, tales como:
el o los mercados de comercialización donde está ubicado el activo evento,
que ocasionó el
¡i. los mercados de comercialización conectados directamente, mediante redes de Nivel deTensión 4 o inferior, con los mercados identificados en el aparte i de es
ni. los mercados de comercialización cuya única fuente de alimentacipn es uno de los mercados identificados en el aparte ii de este literal;
te literal y
b) para cada uno de los mercados identificados, estimar los PENSjih utilizan establecida en esta resolución. Los mercados en los que algún PENSj considerarán mercados afectados.
No obstante, pueden existir otros mercados perjudicados. Por esta razón, el otros mercados afectados por el evento, de acuerdo con lo que observe du incluso cuando los mercados de comercialización pertenezcan a diferentes STl
4.3.2 Distribución de ENS por eventos simultáneos
do la metodología supere el 2% se
CND podrá incluir ante la operación, R.
Son considerados como eventos simultáneos aquellos que dentro del mismo presentan de manera independiente en dos o más activos, afectan a un mi este ocasionan un PENSj,h que supera el 2%. Este mercado se considera un en común por dos o más de los eventos ocurridos.
periodo horario se i£mo mercado, y en
mercado afectado
AI analizar la información de eventos en el STR con la que se cuenta a la fecha, se encuentra que el 29% de los eventos no programados en el STR reportados para el 2011 corresponden a eventos en los cuales también se presentaron eventos en otros activos del que para esta clasificación no se pudo tener en cuenta si se trataba de ev mercados afectados en común o no, por lo que no se puede concluir que simultáneos. El ejercicio con toda la información de topología podría mo menor de eventos que se presentan de manera independiente y que a mercado.
Para realizar una propuesta de cálculo de asignación de la ENS ante eve analizaron las relaciones que pueden darse entre los eventos simultáneos de los agentes en la coordinación de protecciones y en el mantenimiento protección, las herramientas de control y operación con que se cuenta procesos operativos en tiempo real que realizan el CND y los agentes.
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STR. Cabe aclarar entos que tuviesen se trate de eventos strar un porcentaje ectan a un mismo
utos simultáneos se la responsabilidad de los equipos de
sn el sistema y los
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En los comentarios enviados por los agentes se mencionaba a la Comisión la importancia de considerar los eventos simultáneos para los cálculos de ENS y por supuesto para la aplicación de compensaciones, sin embargo no se presentó por parte de ellos una propuesta para hacer la asignación de ENS. En la propuesta realizada por los agentes de “cálculo de ENS a nivel de barras afectada por un factor de ponderación Kp”, los mismos la consideran como una alternativa que permite desagregar la ENS cuando ocurren eventos simultáneos; sin embargo, dados los inconvenientes ya mencionados en la aplicación de dicha alternativa para el cálculo de la ENS, no se encuentra una propuesta particular de los agentes sobre el tema que nos ocupa.
Dentro de los análisis para la estimación también se consideró la posibilidad de utilizar herramientas numéricas, como lo son los flujos de carga, para modelar el comportamiento del sistema ante un evento. Con esta idea, se llevaron a cabo varias reuniones con el CND, en dónde se revisó la información de la topología de la red con la que se contaba para realizar simulaciones de flujo de carga, así como la viabilidad de realizar las respectivas simulaciones. Igualmente, se realizaron diferentes ejercicios tomando como referencia eventos reales en el STR y se trató de estimar la ENS simulando flujos de carga antes y después del evento.
De los anteriores análisis se observó que en la simulación es necesario precisar la operación de diferentes elementos del sistema en una forma particular para cada evento tratando de representar la realidad de la mejor manera posible, lo que hace necesario que se tenga que manejar un gran volumen de información de todo el sistema para el momento antes y después del evento, y hace que la simulación sea vulnerable ante dicha información. Adícionalmente, hay algunos niveles de información con los cuales aún no se cuenta, que pueden hacer variar los criterios de simulación y por tanto los resultados. Por lo anterior, la opción de usar flujos de carga para la estimación de la ENS no se considera viable por el momento.
Identificado el problema de información anterior, se optó por realizar una propuesta de cálculo de ENS ante eventos simultáneos que utilizara la información y Jas herramientas con las cuales actualmente opera el sistema, como lo son los registros de energía y potencia en tiempo real y el sistema de registro de eventos, instalados y operando tal como lo estableció la Resolución CREG 025 de 1995. De esta forma, se propone estimar la participación de cada evento en la ENS, en función de la duración de cada evento y la magnitud de afectación ocasionada por cada uno, ésta última estimada en función de la potencia.
Para ello, todos los activos del nivel de tensión 4, de todos los mercados de comercialización, deben contar con los medios requeridos para reportar sus medidas de potencia al CND, de tal forma que esta entidad pueda determinar la cantidad de potencia que está siendo entregada a cada mercado de comercialización. También se debe contar con estas mediciones en los sitios donde hay transferencia de energía entre OR. La forma como se recolectan estas medidas y la periodicidad será determinada por el CND.
Para determinar la participación de cada evento simultáneo en la ENS causada en un mercado afectado en común, el CND utilizará la duración en horas del mismo y la disminución de la magnitud de la potencia activa entregada en el mercado afectado en común, calculada con base en las lecturas del instante anterior y del siguiente a la ocurrencia del evento. Con base en el resultado de la multiplicación de estas dos cantidades, se calcula cuánto representa en porcentaje frente a la suma de los resultados de todos los eventos. Con este porcentaje se hace la repartición del total de la ENS estimada.
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En caso de que no sea posible hacer esta distribución, la ENS de cada mercac partes iguales a cada uno de los eventos y se hará la respectiva justificación c posible determinar la participación.
Se entiende que se supera el 2% cuando en alguno de los mercados de afectados, comunes o no, una vez descontada la ENS ocasionada por excluidas, resulta una ENS superior al 2% del Pronóstico Nuevo de Demp horario para el cual se seleccionó la máxima ENS en ese mercado.
o se asignará en el porqué no fue
Cuando uno de los eventos simultáneos sea ocasionado por una indisponibilidad hará el mismo procedimiento de repartición mencionado y luego se asu1 correspondiente al evento causado por la indisponibilidad excluida es igual a c se deberá verificar que la suma de las restantes ENS, de los demás eve supere el 2%, en caso contrario todas las ENS serán iguales a cero.
excluida, se ifiirá que la ENS ero. En este caso ritos simultáneos,
comercialización indisponibilidades nda del periodo
4.4 Informe sobre ENS
Actualmente el CND elabora un informe posoperativo de cada uno de los evi el Sistema Interconectado Nacional, con base en lo señalado en el Acuerde Nacional de Operación, CNO. Aunque en el Anexo 1 de ese documento eventos relacionados con el Sistema de Transmisión Nacional, se espera qú informe similar para los eventos ocurridos en el los Sistemas de Transmití ocasionen ENS, sin tener en cuenta los mínimos establecidos en el articulo acuerdo.
¿ntos ocurridos en 491 del Consejo se enuncian los
e se produzca un ión Regional que íéptimo del citado
e se constituye en tierna, y la demás
Este informe es conocido por los agentes involucrados en el evento, por lo qu una fuente importante para analizar la secuencia de cambios en el sis información técnica contenida en el mismo.
La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, SSPD, será establecer si se presentó ENS, la magnitud y los activos que la causaron. Pára esto, el CND leenviará un informe que contenga un análisis detallado de cada uno de los que como mínimo debe contener:
la encargada de
eventos ocurridos,
a) número y descripción de eventos registrados y los activos causantes de los eventos,
b) valores y memoria de cálculo de todas las variables descritas en este
c) para los mercados de comercialización que pudieron ser afectados, la curva de potenciaactiva del periodo horario del evento, de los 12 periodos anteriores y c a la ocurrencia del mismo, y
d) el informe final del evento previsto en los acuerdos del CNO.
capítulo,
e los 12 siguientes
El informe del CND será elaborado de acuerdo con los plazos establecidos en los acuerdos delCNO para la presentación de los informes de análisis de los eventos y servi herramienta para determinar la existencia de la ENS, su magnitud, los acth, agentes responsables.
á a la SSPD como os causantes y los
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ANEXO 1
ANÁLISIS DE COMENTARIOS
RESOLUCIÓN CREG 160 DE 2010
I. ARTÍCULOS
ELECTRICARIBE
1. Con relación al articulado de la resolución, en el segundo párrafo del articulo 3 se estipula que durante los primeros 15 días calendario de vigencia de la resolución que se expida, los operadores de red tendremos la opción de ajustar su programa de mantenimiento. Consideramos que debido a los estudios y programaciones que se requieren para planificar y ajustar los programas de mantenimientos, el tiempo otorgado para tramitar el ajuste debe ser de tres (3) meses.
Respuesta 1. No se considera conveniente aumentar el plazo para ajustar los programas semestrales de mantenimiento debido a que los ajustes esperados deben ser pequeños y correspondientes solamente al programa que se encuentra en ejecución.
II. ANEXO 1. REGLAMENTO PARA EL REPORTE DE MANIOBRAS Y EVENTOS
Definiciones
ASOCODIS
2. Las precisiones que se realizan para el cálculo de la Capacidad Disponible del Activo en casos como Bahías de Interruptor y medio, barrajes y líneas con conexiones en T, ante la indisponibilidad parcial de estos activos, son adecuadas en su concepción, pues es coherente que se incluya un ajuste por el porcentaje de activo que queda disponible, a pesar de presentarse la indisponibilidad, para el cálculo del factor HID (Horas Indisponibilidad del Activo).Sin embargo, la capacidad disponible de las líneas, para el caso de Bahías de Interruptor y Medio cuando alguno de los dos interruptores asociados esté indisponible, si se presenta el caso de indisponibilidad del interruptor compartido, no debería ser del 50%. Una propuesta alternativa, sería la de estimar la disponibilidad en el 33%, para cada una. Sin embargo, en aquellos casos en que la indisponibilidad se presenta en el interruptor no compartido, si es coherente cargar el 50% de indisponibilidad de la línea, pero sólo a la afectada, para evitar que se duplique el efecto de la indisponibilidad.
Respuesta 2. Los interruptores hacen parte de las unidades constructivas de las bahías de línea y no de las unidades constructivas de líneas, portante la capacidad disponible de las líneas no se ve afectada ante las indisponibilidades de las bahías de línea.
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3. Además, para el cálculo de la capacidad disponible de los barrajes, se p como el porcentaje de bahías disponibles con respecto al total de las bafft barraje. Lo anterior, brindaría una mayor precisión al cálculo y un ince operador de red mantenga un mayor número de bahías en servicio.
rppone su cálculo fas asociadas al
ihtivo para que el
Respuesta 3. El hecho de considerar el número de bahías que qu cuando ocurre un evento en un barraje no es un reflejo real del nivel de barraje ni de su capacidad disponible. El supuesto de tomar el 50% en los barraje no está completamente disponible pretende reflejar el promedio de sin requerir de un modelo preciso para el cálculo.
ELECTRICARIBE
4. Con relación al cálculo de la Capacidad Disponible del Activo subestaciones en Interruptor y Medio o Anillo, es necesario que se inclu\ en la definición.
edan disponibles confiabilidad del casos en que el
su disponibilidad,
Respuesta 4. Debido a que en la configuración anillo cada ba remunerada de manera independiente y se asocia a una única línea, necesario aplicar porcentajes que representen la indisponibilidad parcial del
para Bahías en a el segundo tipo
hía de línea es no se encuentra
activo.
te t
5. Tal como allí se indica, cuando uno de los dos interruptores que pertenecen bahías queda indisponible, dicha bahía quedaría con una capacidad dis cual no es consistente con la condición operativa de la misma, ya que interruptor que queda disponible, puede transportar la potencia nominal misma potencia de falla. Por lo tanto, consideramos que, para aplicaciórji numeral 11.1.4 de la Resolución CREG 097 de 2008, la capacidad di activos debe ajustarse, si y solo si, cuando su capacidad de transptj) efectivamente se haya reducido.
a una de las pfonible del 50%, lo
ésta, a través del al e interrumpir la de la fórmula del
ponible de dichos rte e interrupción
Respuesta 5. En la configuración interruptor y medio se reconocen pero a cada bahía se asocian dos. De los dos interruptores asociados a
tres interruptores jna bahía, uno se
remunera al 100% mientras que el otro por ser compartido con la otra baljiía se remunera al 50%. Por esta razón, la disponibilidad de la bahía debe estar asociada a la de funcionamiento de sus componentes, dado que todos estos hácen remuneración de la unidad constructiva. También es necesario tener remuneración de los activos de nivel de tensión 4 está relacionada dir disponibilidad ya que la metodología de remuneración es de ingreso regular
6. Así, se considera necesario definir la capacidad disponible de la bahía según la capacidadde operación que tengan sus componentes y en este sentido se ajuste precisar la forma de estimar la capacidad disponible de estas bahías
capacidad integral parte de la
sn cuenta que la ectamente con su o .
la propuesta para
Con respecto al cálculo de la Capacidad Disponible del Activo péira Barrajes, si la indisponibilidad de alguna parte del barraje no disminuye efectivamente su capacidad de transporte, tampoco es consistente que se disminuya la capacidad disponible ya que ésta sigue inalterada, como ocurriría en el caso de las subestaciones en configuración de doble barra, así como en subestaciones con posibilidad de transferencias y redundancias.
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Respuesta 6. Al considerar que las compensaciones establecidas en el esquema de calidad del servicio en el STR se aplican directamente sobre el ingreso mensual del operador de red, la metodología fue elaborada diferenciando las indisponibilidades de cada uno de los activos que componen los sistemas para asociar la indisponibilidad de éstos con la reducción en el ingreso. Debido a que los activos son reconocidos en el ingreso a través del uso de las unidades constructivas no se considera apropiado considerar que por ejemplo, una unidad constructiva remunerada como doble barra siga siendo remunerada de la misma manera cuando su funcionalidad se ha reducido a una configuración de menor confiabilidad. La regla propuesta, que muestra la disminución en la funcionalidad del barraje, no desconoce que continúa parcialmente disponible.
EXPERTOS EN MERCADOS -X M
7. En el numeral 1 - Definiciones se define la capacidad disponible de un activo, entre los cuales se define la de los Barrajes. Sin embargo, en el numeral 4.3 MAXIMAS HORAS ANUALES DE INDISPONIBILIDAD de la Resolución CREG 097 de 2008 se especifica el activo Modulo Barraje para llevarle eventos y Maniobras. Entendemos que se refiere al mismo activo; no obstante lo anterior, consideramos necesario utilizar el mismo término de la Resolución en mención.
Respuesta 7. Estamos de acuerdo con el comentario. Se hace el ajuste respectivo.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
8. Es necesario que se defina en forma clara y concreta cuales son “los activos construidos como resultado de procesos de libre concurrencia”.
Respuesta 8. Se considera que no es necesario definir esto en la resolución pues sonlos activos construidos como resultado de procesos de libre concurrencia o convocatorias públicas.
9. En la definición de EVENTO; es considerado evento el bloqueo de un interruptor de potencia por bajo nivel de SF6?.
Respuesta 9. Para el caso identificado, se entiende que existe indisponibilidad total o parcial del activo debido una situación no programada, por tanto cabe dentro de la definición de Evento.
10. Para el párrafo de las definiciones “Las demás maniobras no serán incluidas en la Base de Datos." cuáles son las demás maniobras?
Respuesta 10. La nueva propuesta de resolución encarga al CND de la publicación delos formatos e instrucciones para el reporte de Eventos y por lo tanto esa entidad será la encargada de precisar Jo mencionado en el comentario.
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Procedimientos para Mantenimientos Mayores
ASOCODIS
11. Respecto a este tema, la Resolución CREG 097 de 2008 estableció como límite, noventa yseis (96) horas para la realización de los mantenimientos mayores, miéntras que en la
mpo máximo de en jornadas de
propuesta de Resolución CREG 160 de 2010 se reglamenta como tie ejecución para este tipo de mantenimientos, doce (12) días calendario trabajo de ocho (8) horas mínimas y un tiempo de duración mínimo de irjdisponibilidad de treinta y dos (32) horas.Sobre el particular, se sugiere establecer excepciones para el caso de mantenimientos mayores de líneas radiales, ya que la demanda atendida no tiene opción de alimentación por otra linea de nivel de tensión 4 o a través de niveles inferiores de tensión. Dado lo anterior, se solicita la posibilidad de que este tipo de mantenimientos rtio sea obligatoriorealizarlos en días continuos, sino de manera fraccionada, de tal forma coordinar el mantenimiento de suspensiones del servicio prolongados mucho más expedita y sencilla.
Respuesta 11. Se ajusta la propuesta en el sentido de permitir que e mantenimiento mayor en un periodo de 30 días calendario.
^ue el OR pueda de una manera
OR programe el
12. En esta misma linea, se sugiere que para los mantenimientos subestaciones encapsuladas se permita acumular los tiempos permitidos CREG 160 de 2010 (96 horas, cada 6 años) durante dos periodos con desarrollar las labores de mantenimiento con el tiempo suficiente, es d años se les permita un tiempo máximo de 192 horas.
Respuesta 12. Se acepta la sugerencia de establecer un tiempo máximo reconocido de 192 horas, para el mantenimiento mayor realizado una vez cada 12 años para los activos de subestaciones encapsuladas.
mayores de las en la Resolución
secutivos, para así ecir, que cada 12
13. También es importante se aclare el traslape de tiempos definidos en la 097/08 y 061/00, pues en la Resolución CREG 061/00 estableció period mantenimientos mayores, el cual no coincide con el que rige según la 09
rjnpensaciones por sario mantener la
l|>or tanto se definió a a partir del 1 de
Respuesta 13. Debido a que no se han venido efectuando co indisponibilidades de activos de conexión al STN, no se consideró nec^ relación con el periodo establecido en la resolución CREG 061 de 2000 y que el periodo para mantenimientos mayores de activos del STR se cuen enero de 2008.
ELECTRICARIBE
14. Por otra parte, queremos hacer referencia al articulo 2.1 de la resolución 160 que
Resolución CREG os de 6 años para / 08.
reglamenta el procedimiento para algunas indisponibilidades, incluidosmayores, para los cuales las empresas cuentan con un tiempo máximo de 96 horas cadaseis años. Sobre este particular queremos resaltar que estos tiempos n requeridos para realizar el mantenimiento de bahías de subestaciones cuales requieren un mayor número de horas para un período de 10 arios. Por esta razón solicitamos a la Comisión establecer un esquema para este tipo de nctivos que permita
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os mantenimientos
o contemplaron los encapsuladas, los
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acumular los tiempos permitidos de dos periodos consecutivos, con el fin de contar con el tiempo suficiente para desarrollar las labores de mantenimiento de los dos periodos, es decir que cada 12 años se les permita un tiempo máximo de 192 horas.
Respuesta 14. Ver Respuesta 12.
15. En el numeral 2.1 se hace mención al “mantenimientos mayor de un activo” , sin embargo los reportes se hacen para grupos de activos. Se solicita aclarar si el término que se subraya antes hace referencia a grupos de activos.
Respuesta 15. Tanto los mantenimientos mayores como el reporte de eventos están relacionados con activos y no con grupos de activos. Los grupos de activos se utilizan para comparar las horas de indisponibilidad que acumulan los activos que los conforman frente a la meta establecida para el grupo.
EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA
16. Con relación a los mantenimientos mayores, se considera conveniente se modifique el 01 de enero de 2008 como la fecha de inicio de conteo de los seis (6) años y las noventa y seis (96) horas para el desarrollo de los mantenimientos mayores, dado entre otros, el tiempo que ha transcurrido a la fecha y las modificaciones que se registran para la programación y desarrollo de los mantenimientos mayores. Proponemos que la fecha de inicio de conteo se dé a partir de la fecha de expedición de la resolución definitiva, de tal forma que se logre uniformidad al esquema y todos los agentes puedan desarrollar los Planes de Mantenimientos ajustados a la nueva reglamentación.
Respuesta 16. Se continúa con la fecha establecida en la metodología, es decir el 1 de enero de 2008 y los posibles mantenimientos mayores que se hayan adelantado hasta la fecha de entrada en vigencia de la resolución definitiva no se tendrán en cuenta para comparar con las metas.
TRANSELCA
17. Las subestaciones encapsuladas en SF6 tienen programas de mantenimiento sustanciafmente diferentes a las subestaciones convencionales. Este tipo de equipos son intervenidos para mantenimiento mayor con periodicidades superiores a los seis (6) años, sin embargo, las duraciones de estos mantenimientos superan ampliamente las noventa y seis (96) horas continuas ya que una vez son “destapados” deben permanecer en esta condición todo el tiempo mientras son inten/enidos, trabajos que pueden implicar duraciones cercanas a ios quince (15) días o trescientas sesenta (360) horas. En vista de lo anterior, se propone como alternativa para el manejo de estos mantenimientos, la acumulación del número de horas propuesto por la CREG durante los periodos en los cuales no se solicite el mantenimiento mayor para estos activos. Por ejemplo si en dieciocho (18) años, lo que corresponde a tres (3) periodos de seis (6) años, no se solicita mantenimientos mayores para los activos encapsulados, se tendrían un total de noventa y seis (96) horas por tres (3) periodos para un total de doscientas ochenta y ocho (288) horas disponibles para el mantenimiento mayor.
CODENSA
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Respuesta 17. Ver Respuesta 12.
18. Se solicita aclarar que las 96 horas de mantenimiento mayor para el Grupo Activos deConexión al STN son aplicables para cada activo del Grupo, es decir, para cadatransformador y cada bahía, en forma coherente con las demás UC del sistema.
Respuesta 18.redacción.
Estamos de acuerdo con el comentario y para mayor claridad se ajusta la
19. Se establece que para el mantenimiento mayor de las unidades de transformación de los Bancos Monopolares, “Se acepta una indisponibilidad de mantenimientoj mayor por cada unidad, cada una con un tiempo máximo de 32 horas”. Se solicita no limitar el tiempo de mantenimiento para cada unidad y simplemente mantener el límite de 96 horas definidas como mantenimiento mayor con máximo tres aperturas en cada periodo dé 6 años.
Respuesta 19. Se acepta la sugerencia de no limitar a 32 horas el man de cada una de las unidades que conforman los bancos de transformadores, de la propuesta.
EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO
tenimiento mayor Se ajusta el texto
20. De otro lado, respecto a la programación de mantenimientos mayores par radiales, debe tener una consideración especial que permita realizar las intervalos no continuos, teniendo en cuenta el impacto que tiene el intern días consecutivos a los usuarios que son atendidos por estos.En el caso de los planes semestrales de consignaciones, tanto para el STN como para el STR, la experiencia ha demostrado que un horizonte más cercano, por ejpmplo tres meses, mejoraría la planeación y coordinación de la operación, en cuanto se t efectividad y optimización de los recursos.
a activos que son interrupciones en mpir por hasta 12
Respuesta 20. Ver Respuesta 11. En cuanto a la periodicidad < mantenimiento, consideramos que el tema no hace parte de lo desarrollado
ISA
sndría una mayor
e los planes de én la propuesta.
Deríodo actual de21. Anexo 1, Numeral 2.1: Mantenimientos Mayores: Se indica que el mantenimiento mayor inicia en enero 1 de 2008.En este sentido, se solicita dejar claro que con esto se tendrá un nuevo para los activos de Conexión al STN, los cuales se vienen rigiendo por la 061 de 2000, y cuya ventana de tiempo para mantenimiento mayor inicie 2006.Adicionalmente, con el fin de evitar diferentes interpretaciones, se solidita dejar claro que las 96 horas de mantenimiento mayor para el Grupo Activos de Conexión al STN se aplican para cada activo del Grupo, es decir, para cada transformador y cad coherente con las demás UC del sistema.
Respuesta 21. Ver Respuesta 13 y Respuesta 18.
punto de arranque Resolución CREG el 01 de enero de
a bahía, en forma
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
213
Sesión No.532
22. Se solicita tener en cuenta también en la Resolución CREG 160 de 2010, los Comentarios 3, 4 (en lo que tiene que ver con las consignaciones de emergencia) y 7, planteados en esta comunicación para la Resolución CREG 159 de 2010.• Comentario 3. Anexo 1, Numeral 2.2: Mantenimientos Mayores. Para el caso de las
tres unidades que conforman un banco de transformación, se indica que se acepta una indisponibilidad de mantenimiento mayor por cada unidad, cada una con un tiempo máximo de 32 horas.Se solicita que no se establezca un límite máximo para la duración de la indisponibilidad de una unidad de un banco de transformación, dado que, dependiendo de la condición particular del equipo y de la unidad a intervenir, podría ser necesario utilizar un tiempo mayor. En este sentido, se considera que el haber definido ya un techo para este tipo de intervenciones (96 horas), es una señal suficiente.
• Comentario 4. Anexo 1, Numeral 3.2: Tipos de Causas. Se define la Causa “Forzado” como aquélla que describe la situación de indisponibilidad parcial o total de un Activo del STN.Se solicita agregar “ ... y que ocurre de manera no programada”. Así mismo, se solicita uniformizar la terminología del Numeral 3.2 con la terminología del Numeral 1 “Definiciones”, dejando claras las Causas para trabajos Programados y de Emergencia.
• Comentario 7. Anexo 2, Numeral 4.3: Procedimiento para Solicitud de Modificación de Información. Se establece un plazo de 24 horas para que el agente consulte y solicite modificaciones sobre la información publicada por el CND en relación con eventos y maniobras, y en especial con el Estado No Operativo de otros activos.Se solicita mantener el plazo establecido en la Resolución CREG 008 de 2003, con el fin de que los agentes tengan el tiempo suficiente para consultar, analizar, argumentar y realizar la correspondiente solicitud de ajuste al CND, teniendo en cuenta además la importancia e implicaciones de esta información. Así mismo, se solicita que el CND informe al agente sobre los cambios realizados, a fin de facilitar la revisión de dicha información.
Respuesta 22. Respecto al comentario 3 ver Respuesta 19,Respecto al comentario 4, esto hará parte de los formatos e instrucciones para el reporte de eventos que publicará el CND.Respecto al comentario 7, el artículo de la Resolución CREG 008 de 2003 que trataba el tema de los plazos para solicitar modificaciones sobre la información publicada por el CND fue derogado en la Resolución CREG 157 de 2011 y la propuesta de resolución para el reporte de eventos en el STR propone los nuevos plazos. Se propone que el CND informe a los agentes sobre los cambios realizados.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
23. En la definición de mantenimientos mayores se presentan las siguientes inquietudes:a. Se indica una duración mínima de los mantenimientos mayores, igual a 32 horas. La CHEC actualmente posee activos de relevancia tal, que no pueden estar por fuera de servicio tal cantidad de horas y por lo tanto es necesario que esta condición sea flexibilizada o no exista.b. La duración mínima de 32 horas que se fija, ¿obliga a que los trabajos se deban ejecutar en forma continua para aquellos activos que como parte de la actividad programada, sean objeto de desmantelamiento? Es decir, este tiempo es contado como aquel de intervención
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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Sesión No.532
efectiva del activo (así no sea continuo) o corresponde a las horas qi)e no va a estar disponible?
Respuesta 23. Las 32 horas de mantenimiento es un requisito para que como Mantenimiento Mayor. En la propuesta se aclara que no es requisito sean continuas, pero debe considerarse que para determinar la duración de se contarán todas las horas en las que el activo no esté disponible
sea considerado que las 32 horas la indisponibilidad
24. Los bancos de transformación 115/33 kV estarán incluidos en lo relacionado con la parte de distribución de tiempos que indica la propuesta?
Respuesta 24. Los activos del STR a reportar están identificados en como se establece en el numeral 5.1 del anexo general de la Resolución CR el transformador mencionado en el comentario pertenece al nivel de tensión hace parte del STR.
Procedimiento para las indisponibilidades excluidas
ASOCODIS
25. Dado que el OR debe declarar oficialmente al CND la ocurrencia de ca acciones de terrorismo informando los activos afectados, los cua generalmente en certificaciones de los entes autorizados, es recomendatl para enviar esta certificación escrita sean más amplios que los establecido del evento.
Respuesta 25. Se ajustó en la propuesta que los plazos de entrega de serán determinados por el CND.
CODENSA
26. En relación con los soportes de las exclusiones relacionadas con obr^r entidades estatales o POTs, se solicita modificar la exigencia de certifl previa a la ocurrencia de la indisponibilidad”. Se propone que esta certificó envíe al CND con posterioridad a la ejecución de la obra, considerando estas entidades son autónomas en redefinir la fecha de ejecución de obra anterioridad.
Respuesta 26. El procedimiento definido para reportar y excluir indisponibilidades ocasionadas por la ejecución de obras por parte de entid por modificaciones en instalaciones existentes, establecidas en el POT, prete activos que serán afectados por estas situaciones. Sin embargo, los cambios duración del evento podrán ser informados con posterioridad al suceso. E ajusta el texto de la propuesta.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
27. En el procedimiento de indisponibilidades excluidas, es necesario indisponibilidades causadas como consecuencia de la actuación de
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULODE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
a resolución. Tal EG 097 de 2008, I y por lo tanto no
tástrofe natural o es se soportan e que los plazos s para el reporte
esta declaración
s ordenadas por cación “de forma ición o soporte se que normalmente s anunciadas con
del cálculo las ades estatales o nde identificar los
en el tiempo de este sentido se
conocer si las los esquemas
215
Sesión No.532
suplementarios, instalados por solicitud del CND, son excluibles, como parte del numeral ii del capítulo 11.1.5 de la resolución CREG 097 de 2008.
Respuesta 27. Se aclara en la propuesta cuáles son los esquemas suplementarios cuya actuación se considera excluible del cálculo de la indisponibilidad de activos.
4.5 Conceptos para el reporte de eventos
ASOCODIS
28. A fin de establecer las tablas tipo para el Reporte de causas detalladas que originaron maniobras, eventos o cambios de operatividad de activos del STR, las cuales deberán ser acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación (CNO) antes de la entrada en vigencia de la resolución definitiva, sugerimos la realización de una mesa de trabajo para determinar las características y/o parametrizar dichos formatos.
Respuesta 28. Esto se debe coordinar con el CNO.
29. Los reportes de eventos y maniobras que se realizan dentro de los quince (15) minutos luego de iniciado el evento y cinco (5) minutos después de finalizado deben de simplificarse al máximo, sobre todo en casos de eventos no programados. Lo anterior, teniendo en cuenta que los operadores estarán enfocados en restablecer el servicio.
Respuesta 29. Los plazos de 15 y 5 minutos mencionados en la resolución hacenreferencia al informe que debe hacer el agente al CND sobre la ocurrencia de un evento o de finalización de una maniobra. Existen diferentes plazos para diligencias los reportes respectivos.
30. En términos generales la propuesta correspondiente al reporte, validación y solicitud de modificación de la información de maniobras y eventos en los activos del STR es adecuada. Sin embargo y en términos generales, es conveniente que los OR's puedan disponer de un horizonte de tiempo más amplio, para reportar en detalle, las causas que generan los eventos presentados en el sistema.
Respuesta 30. Debido a que la tabla de causas detalladas es única y es acordada ypublicada por el CNO, no se considera necesario aumentar el tiempo de reporte. Sin embargo, se propone que el CND determine un plazo para modificar la causa detallada reportada, en caso de ser necesario.
31. Definir con el CNO los tipos de reportes de causas detalladas para los eventos y maniobras presentados en los STR's.
Respuesta 31. Según la resolución las causas detalladas son acordadas en el CNO.
ELECTRICARIBE
32. En este numeral (3) se estipula que el reporte de las maniobras y eventos debe efectuarse antes de las 06:00 horas del día siguiente al día de la operación. Dicho límite horario obligaría en muchos casos a que las empresas contasen con personal extra, incluyendo
D-052-J2 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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Sesión No.532
turnos nocturnos y en días festivos, lo cual conllevaría a un incremento e AOM. Por lo tanto sugerimos que se amplíe este plazo hasta las 18:00 ho|-; siguiente al día de la operación, minimizando así los requerimientos extras de
Respuesta 32. Se amplía el plazo en la resolución propuesta.
33. La definición de Conexión al STN de este numeral (3.1) no es clara y co debe complementarse para que incluya algunos tipos de transformadores de las conexiones al STN, como por ejemplo aquellos con relación 220/6^ que se mantenga o haga referencia a las definiciones que al respecto se e Resolución 097 de 2008.
n los gastos de as del día hábil
personal.
nsideramos que que hacen parte
kV. Sugerimos stablecen en las
Respuesta 33. La definición “Conexión al STN” incluida dentro del nuíneral 3.1 de la Resolución CREG 160 de 2010 establece cuáles son los activos que componen el grupo así denominado. No obstante, en la propuesta se ajusta la definición para dar sobre los transformadores que hacen parte de ese grupo.
algú
fact
34. En el segundo párrafo de este numeral (3.1) se estipula que "si en activos existentes son diferentes de los incluidos en el inventario reco identificará y utilizará asociaciones con los reconocidos". Dado que hay un que reportan los Operadores de Red y con base en el cual se liquidan y de los STR, no deben presentarse tales diferencias y por tanto no debe algún tipo de asociación. Sugerimos que, ante el caso de un eventual err CND proceda a reportarlo y aclararlo inmediatamente con el OR a partir activos vigente.
n momento los nocido, el CND único inventario, uran los cargos
haber lugar para or de reporte, el del inventario de
Respuesta 34. Lo mencionado en el comentario no es el objetivo del te>fto. No obstante, esto se modifica en la propuesta de resolución final.
35. En la definición de Estado No Operativo, se hace referencia al numeral 1 pjero entendemos que el correcto es el 3.1.
Respuesta 35. De acuerdo con el comentario.
mayor claridad
36. En vista de la configuración e información presentada en la Tabla 1, en dorjde se relacionan las Causas asociadas a cada tipo de Reporte, es importante que se haga claridad en cuanto a que cada tipo de reporte aplicará dependiendo no solamente del tipo de Causa, como allí se relaciona, sino del tipo de suceso derivado de la misma, de ejemplo, no es posible que para un mismo caso se haga al mismo tiemp maniobra y otro por evento.
manera que, por o un reporte por
Respuesta 36. Este tema no hará parte de la propuesta de resolución sino de los formatos e instrucciones para el reporte de eventos que publique el CND.
COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE
37. En cuanto al registro y reporte de información, como será el tratamiento que son remunerados a un OR encargado de la operación y mantenimi responsabilidad de las consignaciones ante el CND están a cargo de otro
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
para los activos énto, pero que la OR?
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Sesión No.532
Respuesta 37, En la regulación se establece que el reporte debe estar a cargo quien opera los activos. . En todo caso, el responsable de la calidad y la oportunidad de la información reportada es el OR a quien se le están remunerando los activos.
38. En el caso de agentes generadores que tienen líneas de nivel 4 conectadas a los barrajes de nivel 4 del OR, conexiones para las cuales aún no se cuenta con un acuerdo operativo, quienes serán los responsables del registro y reporte de dicha información y además del contenido de esta, con la entrada en vigencia de la Resolución definitiva?
Respuesta 38. Las indisponibilidades de activos de conexión de generación no son incluidas dentro de este reglamento debido a que tales elementos y/o equipos no son activos de uso del STR.
CODENSA
39. En el numeral 3.1 se establece que el CND identificará y utilizará asociaciones con los reconocidos, al referirse a diferencias entre activos existentes y el inventario reconocido. Se solicita complementar el texto, incluyendo la posibilidad de que los OR conozcan con la debida oportunidad (antes de la entrada del esquema) las asociaciones que haya realizado el CND con la opción de proponer ajustes de ser el caso.
Respuesta 39. Ver Respuesta 34.
40. De las disposiciones para el reporte de Eventos y Maniobras del STR no se señalan los plazos y tiempos para puesta a punto de los aplicativos del CND, sobre lo cual es necesario otorgar un tiempo prudencial para validarlos por parte del OR (agrupación de activos, cálculos de indisponibilidades y compensaciones).
Respuesta 40. En la resolución propuesta se establecerá un plazo para dar inicio a laaplicación de la metodología.
41. Respecto de la lista de causas detalladas, no se ve pertinente su definición dado que la resolución no señala un uso práctico de esta información. Alternativamente se propone que los formatos incluyan una columna de “observaciones” que pueda ser diligenciada opcionalmente por los OR en la cual se registren las anotaciones que a juicio del operador sean consideradas relevantes para el reporte.
Respuesta 41. La experiencia de los reportes sobre indisponibilidades muestra que lasdescripciones diligenciadas libremente por los operadores en muchos casos generan inconsistencias entre la causa reportada y el detalle que la justifica. Por esta razón, se considera conveniente la creación de tablas de causas detalladas, labor encomendada al CNO, en la que pueden participar los OR.
EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA
42. Respecto del Reglamento de Reporte de Eventos, queremos resaltar que la propuesta considera precisiones y adiciones que modifican lo establecido en la resolución CREG 097 de 2008. Lo anterior se hace evidente para el grupo Módulo de Barraje, en donde la resolución CREG 097 de 2008 en su artículo 11.1.2. establece que “Para el Módulo de Barraje solamente está la UC correspondiente” , mientras que en el proyecto de resolución
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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Sesión No.532
se adicionan a este grupo las Bahías de Acople, Transferencia o Sección amiento. En estesentido y en caso que finalmente se determine modificar la resolución CR se debe aclarar y especificar si las indisponibilidades de esta infraestructi el cálculo de indisponibilidades totales del grupo. En caso afirmativo, el lí Horas Anuales de Indisponibilidad de este grupo se debe incrementa* construcción no se contemplaron dichos activos.
íG 097 de 2008, ra sumaran para nite de Máximas
ya que en su
Respuesta 42. Esta situación se considera en el proyecto de resolución íinal.
43. Por otro lado, para calcular los indicadores de indisponibilidad de los gru prevé, tanto en la resolución CREG 097 de 2008 como en el proyecto de CND dispondrá de una Base de Datos para el reporte de las maniobras y información se entregará considerando las tablas de causas detalladas acordadas y publicadas por el Consejo Nacional de Operación (C.N.O) a en vigencia de la resolución definitiva, consideramos conveniente se defe conjuntos que permitan que el trabajo de identificación de las causa armónico y eficiente, así como las características y/o parametrización de le
Respuesta 43. Ver Respuesta 28.
44. En cuanto a lo establecido en el numeral 3.1 del proyecto de resoluc ón; “Si en algúnmomento los activos existentes son diferentes de los incluidos en el inveihtario reconocido,
ere claridad en el activos con cada
pos de activos se ífesolución, que el eventos. Como la que deberán ser
rjtes de la entrada arrollen trabajos
detalladas sea s formatos.
el CND identificará y utilizará asociaciones con los reconocidos.”; se requ mecanismo que utilizará el CND para identificar y unificar el inventario de OR. Así mismo y dada las implicaciones y responsabilidades derivadas de lo anterior,consideramos conveniente conjunto con los OR's.
que dicha asociación y definición de acti vos se haga en
Respuesta 44. Ver Respuesta 34...
45. Realizar mesas de trabajo conjuntas entre los agentes involucrados en esquema de Reporte de Eventos y Cálculo de ENS, de tal forma que se expedita y eficiente las causas detalladas de eventos, así como las parametrización de los formatos.
Respuesta 45. La definición de las tablas de causas detalladas, d4 acuerdo con la resolución, está a cargo del CNO.
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN
la aplicación del defina de manera características y
46. Numeral 3.1, Anexo 1: “Activos del STR a reportar” . La descripción “Conexión al STN”, no corresponde con la definición de activo de Conexi que se establece en la Resolución CREG 097 de 2008. Si se tiene descripción, sería necesario reportar eventos de transformadores que o inferiores a 220 kV y superiores a 57.5kV, que no hacen parte de los ST
que se hace de ón del OR al STN
en cuenta esta ran a tensiones
R.peí
Respuesta 46. Ver Respuesta 33. Adicionalmente, entendemos que lo con tensiones inferiores a 220 kV e iguales o superiores a 57.5 kV sí hace que por tanto es necesario reportar sus eventos.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
s transformadores n parte del STR y
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Sesión No.532
EXPERTOS EN MERCADOS - XM
47. En el numeral 3.3.2 - Reporte de Eventos en el ítem Tipo De Movimiento se especifica que corresponde solo a Aperturas. Debe tenerse en cuenta que cuando una compensación serie tiene un evento, ésta en lugar de abrir, se cierra.
Respuesta 47. En la propuesta final se establece que los formatos e instrucciones para el reporte de Eventos será publicado por el CND, con posterioridad a la entrada en vigencia de la resolución. Este tema estará incluido allí.
48. Así mismo, se escribe que si un agente encuentra inconsistencias entre la información validada por el CND puede solicitar el respectivo ajuste mediante comunicación escrita, correo o fax. Consideramos que mejor debería referirse a solicitar el ajuste “de acuerdo con los procedimientos establecidos por el CND para este fin”.
Respuesta 48. Esto se ajusta el texto del proyecto de resolución final.
TRANSELCA
49. Se describe la causa Forzado como la “Causa que describe la situación de indisponibilidad parcial o total de un Activo del STN”. Considerando que esa definición también aplicaría en caso de causas programadas, se propone agregar al final “no programadas”.
Respuesta 49. De acuerdo con la propuesta de resolución final, este tema hará parte de los formatos e instrucciones para el reporte de Eventos, que publicará el CND.
50. Por otra parte se solicita incluir dentro de los tipos de causas los diferentes tipos de mantenimientos que se pueden presentar en los activos del STN (Programados, Fuera de Plan y de Emergencia).
Respuesta 50. De acuerdo con la propuesta de resolución final, este tema hará parte de los formatos e instrucciones para el reporte de Eventos, que publicará el CND.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
51. Los eventos sobre activos de transformación 115/33 kV estarán asociados al STR o al SDL?
Respuesta 51. Ver Respuesta 24.
52. La declaración de disponibilidad de las bahías por parte del agente se puede realizar cuando sobre el mismo ya se encuentre preparado el campo?; es decir con los seccionadores cerrados? Esta inquietud como parte del numeral iii del capítulo 11.1.5 de la resolución CREG 097 de 2008.
Respuesta 52. Este comentario no hace parte del reglamento del reporte de eventospuesto en consulta mediante la Resolución CREG 160 de 2010.
53. En la sección de activos a reportar no fueron incluidos aquellos que conectan un STR con el STN y un SDL con un STR. Le resolución explica la conexión del SDL al STR.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULO 220DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
Sesión No.532
Respuesta 53. Ver Respuesta 33 y Respuesta 24
54. Es necesario que el XM haga las definiciones de los activos cuya indispon límites de intercambio de las áreas operativas, las generaciones mínima las plantas térmicas e hidráulicas, disminuyan la confiabilidad de la ope cuando limitan la atención de la demanda de los activos operados por decir, cuál es la relación de activos que son susceptibles de consign consignación local?
ibilidad afecta los s de seguridad de ración del SIN, o la CHEC SA; es ación nacional y
Respuesta 54. De acuerdo con la regulación, la clasificación de considerados de consignación nacional le corresponde al CND.
55. La bahía 115 kV de un autotransformador 230/115 kV es activo de perte al STR y como tal en que sistema se reporta?
Respuesta 55. Ver Respuesta 33.. Esto está definido en la primera viñ< del Anexo General de la Resolución CREG 097 de 2008.
56. Cómo se registra el AUMENTO DE DISPONIBILIDAD para aquellos activo en T cuya capacidad disponible después de un evento puede ser inferior
activos para ser
neciente al STN o
éta del numeral 5.1
Respuesta 56. De acuerdo con la propuesta de resolución final, este téma hará parte de los formatos e instrucciones para el reporte de Eventos que publicará el CND.
57. En el numeral 3.2 Tipos de Causa la condición operativa ¿incluye esquemas como el EDAC o aquellos esquemas de tele protección instalados sobre activos del STR para la seguridad del área?
Respuesta 57. Ver Respuesta 27.
58. Qué ocurre cuando el estado no operativo es causado por activos que pe de tensión diferentes a los del STR?
Respuesta 58. Para este caso se calculan las compensaciones corn activos que quedan no operativos y el OR afectado podrá repetir contra activo causante de la indisponibilidad.
59. Para todos los efectos, las maniobras de pasar campo por transferenc aquellas de By-Pass que menciona la propuesta?
Respuesta 59. De acuerdo con la propuesta de resolución final este téma hará parte de los formatos e instrucciones para el reporte de eventos que publicará el CND.
60. El numeral 3.3.2 de Reporte de Eventos (entendiéndose como reporte, ad en forma telefónica) excluye la actuación de recierres automáticos; sin indica si este evento debe ser registrado por el OR en las bases de cuenta el CND para el registro de indisponibilidades.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO'-DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
is como las líneas100%?
la actuación de que hayan sido
rtenecen a niveles
espondientes a los 4l responsable del
a son análogas a
uel que se realiza embargo, no se
datos con las que
221
Sesión No.532
Respuesta 60. Este tema hace parte de los formatos e instrucciones para el reporte deeventos que publicará el CND, de acuerdo con la propuesta de resolución final.
Conceptos para la Validación de Maniobras y Eventos
ASOCODIS
61. Se establece en la propuesta que los OR's tendrán plazo hasta las 24 horas del segundo día después de la operación, para realizar solicitudes de modificación de la información reportada o validada. Sin embargo, en el artículo 6 de la Resolución CREG 008 de 2003 se establece que las modificaciones a la información de eventos de los Sistemas deTransporte no podrá ser superior al octavo (8) día calendario del mes siguiente deoperación. Se solicita aclaración y unificación sobre el tema.
Respuesta 61. Estamos de acuerdo con la unificación de tiempo y en ese sentido se trabajó con la Resolución CREG 157 de 2011 y la propuesta de resolución final.
ELECTRICARIBE
62. Para los casos en que los OR no operan los activos directamente consideramos que lo más consecuente es que el agente que los opera se encargue tan sólo del reporte telefónico, que es el inmediato a la operación, y el OR continúe siendo quien integra y responde por el reporte de la información consolidada del día de la operación en todo su sistema.
Respuesta 62. De acuerdo con lo planteado en la propuesta, el operador de los activos debe acordar con el agente responsable de ellos la forma como le da a conocer la información sobre reporte eventos que entrega al CND.
63. Este numeral (4.2) incluye el siguiente párrafo (penúltimo):"Al finalizar la validación, como una actividad externa, el OR puede consultar la información validada por el CND y en caso de encontrar alguna inconsistencia puede solicitar a éste el ajuste correspondiente mediante comunicación escrita, correo electrónico o fax."Sugerimos que se ajuste en el siguiente sentido, de manera que queden claramente estipuladas las obligaciones del CND y se facilite el flujo de información e interacción entre éste y los OR:"Al finalizar la validación el CND debe dirigir un correo al OR informando las inconsistencias encontradas, las cuales en todo caso deben poder se identificables por parte del OR a través del sistema de consultas habilitado por parte del CND, de forma que en caso de encontrar alguna inconsistencia adicional el OR pueda solicitar al CND el ajuste correspondiente mediante comunicación escrita, correo electrónico o fax, la cual deberá ser debidamente atendida y respondida por parte del CND."
Respuesta 63. La forma en la que se llevará a cabo la validación se ajusta en el proyecto de resolución final, incluyendo la respuesta que debe dar el CND a las consultas que le hagan los OR.
64. Con respecto al requisito que se menciona en el último párrafo de éste numeral (4.2), en cuanto a que los equipos de las subestaciones cuenten con supervisión en tiempo real y sistema SOE, solicitamos que se precise cuáles equipos y subestaciones deben contar con dicho tipo de tecnologías.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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Sesión No.532
Respuesta 64.aclara este tema.
De acuerdo con el comentario. En la propuesta de resolución final se
COMPAÑÍA ENERGÉTICA DE OCCIDENTE
65. Actualmente la Compañía no cuenta con un sistema de supervisión en tiempo real, ni el sistema SOE (secuencia de ocurrencia de eventos), en este sentido el enlace de comunicaciones y el protocolo que deben ser ímplementados de acuerdo ¡a un cronograma a ser entregado dentro de los dos meses siguientes a la entrada en vigencia de la Resolución corresponde a los Sistemas mencionados al inicio del párrafo o podrán ser aplicaciones particulares de los OR's?Cuáles serán los permisos que necesita el CND para indagar a través de vez ¡mplementado?
Respuesta 65. Los procedimientos de comunicación deben ser acordados con el CND.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
66. Es necesario que los agentes conozcan cual es la base de datos del CN|j>, sobre la que sedebe hacer la verificación del registro y existencia total de sus activos. En han encontrado diferencias de los activos entre las bases de datos OPESIN.
este enlace una
Respuesta 66. La base de datos que utilice el CND debe corresponder con los activos reconocidos en las resoluciones de cargos de distribución de cada OR.
67. En el tema de responsabilidad en el reporte de información, ¿cómo estarp derechos y obligaciones para aquellos grupos de activos que son oí distintos?. (Ejemplo: Línea Desquebradas - Cartago 115 kV).
algunos casos se HEROPE, SNC,
án delimitados los ¿erados por OR’s
Respuesta 67. El reporte debe ser hecho para cada activo y no para e grupo de activos. El reporte debe ser hecho por el operador de los activos pero el responsapie de la calidad y oportunidad de la información es el OR al que se le remunera el activo.
III. ANEXO 2. CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA
Zona Excluida de Energía No Suministrada
ASOCODIS
68. (...) en cuanto a la identificación de una zona del STR como "Zona Excluida de Energía No Suministrada”, sugerimos eliminar el requisito establecido en el literal c anexo 2, de enviar al CND una comunicación de la UPME en la alternativas viables o no para cada zona. Proponemos por lo contrario, due el OR certifique el cumplimiento de esto requisito ante la UPME.
Respuesta 68. En el proyecto de resolución final se propone qu^ mencionada no haga parte de los requisitos para considerar la zona como
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
la comunicación excluida, sino que
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Sesión No.532
una vez terminado el estudio de alternativas presentadas por los OR a la UPME, esta entidad informe al CND sobre las alternativas viables y su fecha de entrada en operación comercial.
ELECTRICARIBE
69. Este numeral (1) establece la definición de Zona Excluida de ENS (ZEENS), como aquella zona del STR en la ocurrencia de una contingencia en un solo circuito o un único transformador del grupo denominado “Conexión al STN" ocasione la pérdida de la prestación del servicio. Adicionalmente este numeral establece los requisitos que debe cumplir el OR para clasificar algún activo como ZEENS.La definición de la ZEENS debe incluir a cualquier activo de un grupo de activos (Línea del STR, Barra, Conexión al STN) en la que una contingencia simple en el mismo ocasione ENS.Sin embargo, algún área que en estado normal del sistema no es ZEENS, puede convertirse provisionalmente en ZEENS cuando el estado de operación de algún activo haga que la ocurrencia de alguna contingencia independiente en otro activo ocasione ENS. Por ejemplo, si se considera un área alimentada por dos activos (dos líneas, o dos transformadores de conexión al STN). Si el primer activo entra en mantenimiento, se genera una ZEENS mientras dure esta condición, ya que la ocurrencia de una contingencia en el segundo activo, independiente del mantenimiento del primer activo, ocasiona ENS. De otra forma habría que aplicar un criterio de confiabilidad superior al criterio n-1.Por lo anterior, es necesario incluir Zonas que pueden convertirse temporalmente en ZEENS (ZECANO). Estas Zonas deben ser solicitadas por el OR y analizadas y aprobadas por el CND identificando las condiciones que pueden convertir a cada Zona en ZEENS (ZECANO).El concepto de ZEENS debe ser ampliado a Zona Excluida de CANO, ya que una sola contingencia ocasiona ENS y Activos No Operativos por falta de alternativas de alimentación del área.
Respuesta 69. Ampliar el concepto de Zonas Excluidas para los casos en los que hay activos en mantenimiento, daría una señal de expansión ineficiente al considerarse que se requerirían más elementos que queden en operación al momento de estar otros en mantenimiento.La metodología de la actividad de distribución en el STR y el esquema de calidad propuesto pretenden remunerar los activos siempre y cuando estén disponibles. En este sentido, se considera necesario compensar a los usuarios en cualquier caso en el que se presente indisponibilidad de activos en el STR.No obstante, se amplia el concepto de zona excluida para que no solamente se excluya de ENS en las zonas sino también de compensaciones por dejar otros activos no operativos.
70. Este numeral (1.1) establece la obligación del CND de verificar el cumplimiento de requisitos y publicar la lista de ZEENS (ZECANO). Le asigna adicionalmente al CND la actualización de esta lista cuando se presenten condiciones de cambio.Además de la lista de ZEENS que debería ser lista de ZECANO, el CND debe publicar la lista de las Zonas que provisionalmente podrían convertirse en ZEENS (ZECANO) con las condiciones para ello pueda ocurrir, y actualizarla cuando se presenten cambios.
Respuesta 70. Ver Respuesta 69
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULO 224<DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
Sesión No.532
CODENSA
71. En lo que se refiere a “Zona excluida de Energía No Suministrada” se co eliminarse las referencias a gestiones de terceros como la UPME ya que operador de red certificar que ha cumplido con lo dispuesto en la regíame no tiene requerimientos pendientes.
Respuesta 71. Ver Respuesta 68.
npidera que deben solo compete al
ntación vigente y
72. En lo que se refiere a “Zona excluida de Energía No Suministrada” se solicita eliminar eliteral c del numeral 1 del Anexo 2 de la resolución y que expresa “encomunicación donde la UPME indique, para cada zona, que las alternativas presentadas nose consideran viables o, si son viables, se identifique el proyecto junto entrada en operación comercial.", ya que la oportunidad con la cual laconceptos no debe ser asumida por los operadores de red. A su vez, en relación con el
viar al CND, una
con su fecha de UPME remita sus
cumplimiento de las disposiciones regulatorias a cargo de los OR como e numeral 11.1.8.2.2 de la Res. CREG 097/08, debe ser informada por los un tercero, y en consecuencia se propone reemplazar la redacción del mismo numeral por un inciso que establezca que el OR remita al CND u la que indique que no cuenta con requerimientos pendientes por parté de la UPME en relación con solicitudes de información relacionadas con el numeral referido.
Respuesta 72.
TRANSELCA
Ver Respuesta 68.
73. En este numeral se establece que la zona del STR, en la que la ocurrencia de unarupo denominado identificada como
contingencia en un solo circuito o en un único transformador del G Conexión al STN ocasione la pérdida de la prestación del servicio, será Zona Excluida de Energía No Suministrada.Además de los activos mencionados en el párrafo anterior, existen activós como las barras de las subestaciones o las bahías de ios circuitos o de los transformadores las cuales ante una contingencia que ocasione su salida, generan ENS, por lo que se solicita eventos en estos activos como causales para la determinación de las Zonas Excluiqas de Energía No Suministrada.
s lo previsto en el agentes y no por literal (a) de este ia certificación en
Respuesta 73. No es conveniente considerar los barrajes corr contingencias deban incluirse dentro del concepto de zonas excluidas de C. con la falla de estos pueden salir de operación múltiples elementos y no e de expansión económicamente viables que puedan ejecutarse para que estos casos ENS o activos no operativos, pues su tasa de falla es muy baja
o activos cuyas ANO, debido a que
x stirían alternativas no se presente en
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
sido74. La demanda atendida por líneas radiales para las cuales no haya solución por parte de la UPME, después de cumplir con lo previsto numeral 11.1.8.2.2 del Anexo General de la Resolución CREG 097 consideradas Zonas Excluidas de Energía No Suministrada?.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
considerada una en el aparte i del de 2008, ¿serán
225
Sesión No.532
Respuesta 74. Mientras que la UPME no identifique una alternativa viable para resolver el problema, la zona se seguirá considerando excluida de CANO.
Demanda Entregada
ELECTRICARIBE
75. Este numeral establece que el CND debe calcular la demanda de energía horaria entregada en un MC a partir de la suma de las demandas de los comercializadores que atienden usuarios conectados al sistema del OR que presta servicio en ese mercado.En el cálculo de la Demanda Entregada, y del pronóstico, no se tiene en cuenta la energía que se entrega a otro OR, lo cual lo consideramos correcto.
Respuesta 75. De acuerdo con el comentario.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
76. Para el numeral 2 de Demanda Entregada, el cálculo de la demanda horaria se realiza através de las medidas tomadas en fronteras comerciales? La responsabilidad desuministrar estos datos está en manos de quién?.
Respuesta 76. El cálculo de la Demanda Entregada de forma horaria se realiza con base en la información de fronteras comerciales registradas en el ASIC. Las responsabilidades seguirán estando a cargo del agente responsable de la frontera.
Pronóstico
ELECTRICARIBE
77. En el numera! 3.2 del documento CREG 128 el Anexo 2 analiza las propuestas recibidas de XM para el cálculo de ENS y se plantean los inconvenientes detectados para estimar el error de pronóstico. Puntualiza principalmente los siguientes aspectos:
• Las UCP's no corresponden siempre a un Mercado de Comercialización (MC). Aunque las UCP's no corresponden siempre a un MC, siempre será posible realizar cálculos que permitan obtener la demanda del MC a partir de las UCP's.
• Los diferentes métodos para obtener la historia del pronóstico del Mercado de Comercialización (MC) generan resultados diferentes. No es claro el inconveniente, ya que es relativamente fácil obtener el pronóstico del MC con base en los pronósticos de la UCP. Por ejemplo en el caso de ELECTRICARIBE, la suma de los pronósticos de las cinco UCP's dan el pronóstico del MC. La historia se va ajustando a medida que se van obteniendo pronósticos directos del MC.El método de obtener la historia del pronóstico por medio de una herramienta de pronóstico diferente a la usada por los OR's es fabricar una historia ficticia diferente a la reportada por el OR.
T) D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULOu DE e n e rg ía n o s u m in is tra d a en EL STR !
226
Sesión No.532
El cálculo del error produce resultados diferentes dependiendo del método usado. Se debe usar un único método para obtener la historia del pronóstico. Es posible encontrar el pronóstico del MC con base en las predicciones de las UCP’s y supuestos lógicos que permitan obtener el pronóstico del MC comolineal de las predicciones reportadas para las UCP's involucradas en el MC.
Con relación a los diferentes tipos de día, para el cálculo de la desviéis podría salvar el inconveniente de “poca cantidad de datos” para algu asumiendo que estos tienen comportamiento similar a otros con sufici (al menos 30 datos). Inicialmente podríamos, por ejemplo, considerar días de semana hábiles (lunes hábil, martes hábil, etc.), sábados y fe que vayamos teniendo suficiencia de datos, se involucrarían más tipos
realizar algunos una combinación
ción estándar se nos tipos de día, ente información sólo los tipos de stivos. A medida de días.
• Estadísticamente, el método válido para tener en cuenta el error de un pronóstico, se basa en la desviación estándar del error. Consideramos que la utilización de este método, utilizado umversalmente, es conveniente para fortalecer Ip metodología de cálculo de la ENS.
Consideramos que es razonable construir los pronósticos de cada MC combinación lineal acordada con el CND de los pronósticos históricos
Con respecto a la propuesta relacionada con la identificación de los transformadores afectados por una indisponibilidad del STR (Alternativa 5 presentada por XM), aunque “se requiere manejar una gran cantidad de información", el OR reportk esta información diariamente al CND bajo el esquema de calidad establecido por la CREG para los SDL
con base en una de las UCP's.
y que se encuentra vigente. Es técnicamente más coherente y pr metodología, motivo por el cual no puede despreciarse por ser más c
eciso aplicar esta Dmpleja.
Respuesta 77. La resolución considera que el pronóstico de demanda para cada mercado de comercialización, sin importar que sea obtenido a p¡ dos o más pronósticos independientes.La metodología propuesta permite obtener el pronóstico de energía de una con un nivel bajo de error por ser el mismo OR quien participa en el proce^ por lo tanto no se considera necesario utilizar metodologías que requieren y que no generan mejor calidad en el pronóstico.
CODENSA
debe ser individual íirtir de la suma de
manera sencilla y o de elaboración,
ilnayor complejidad
78. En primer lugar se encuentra que el cálculo del valor de la Energía No S t ministrada (ENSq) es de la mayor relevancia considerando el impacto de las penalizaciones que se asignarían al Operador de Red.Al respecto, si bien es clara la responsabilidad y procedimiento que debe aplicar el CND para ajustar el pronóstico de demanda por mercado de comercialización, no es claro el procedimiento que esta entidad debe seguir en el caso de mercados de comercialización que comparten una misma UCP. Además, considerando que cada operador de red realiza de manera autónoma el planeamiento eléctrico de su mercado, consideramos necesario que el cálculo de la ENS no vincule a los mercados de operadores vecinos, ya que el numeral 11.1.8.2.2 de la resolución 097 de 2008 no prevé la presentación de alternativas
ID-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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Sesión No.532
que mitiguen riesgos de falla en el suministro por eventos que afecten a mercados distintos
Respuesta 78. Ver Respuesta 77. Debido a que el STR es un sistema enmallado, es necesario vincular la ENS que se presenta en otros mercados de comercialización por la indisponibilidad de un activo. Esto hace parte de la propuesta de resolución final.
79. El criterio de cálculo propuesto por la CREG para determinar la ENS a partir del ajuste del pronóstico es interesante dada su simplicidad, sin embargo, observamos que la propuesta no es rigurosa al desestimar los niveles de error del pronóstico, que implica desviaciones significativas hora a hora, aspecto que no se desarrolla en la propuesta de la Comisión. Sobre este particular, al consultar información publicada por XM para noviembre de 2010 y focalizando en las 7 UCP más representativas por demanda (ver anexo), el promedio de las UCP calculó el pronóstico en el 92% de las horas con un error que osciló entre el -6% y el 6%, mientras que para rangos menores del error el número de horas en dicho rango desciende notablemente (el 80% de las horas entre el -4% y 4%, y el 51% de las horas entre el -2% y 2%).
Respuesta 79. El ajuste hecho en el pronóstico nuevo, a partir del factor de error real del periodo anterior al evento, permite que el valor de pronóstico usado para el cálculo de la ENS sea más ajustado a la realidad. Esto fue verificado con la información de pronóstico de todas ia UCP desde enero de 2010 a diciembre del año 2011 para todos los periodos horarios. Debe tenerse en cuenta que cada OR es responsable de la precisión de su pronóstico.
EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA
80. Con relación a la metodología de cálculo de la energía no suministrada (ENS), es de resaltar que el proyecto de resolución menciona en los antecedentes que a partir de las revisiones y/o comentarios presentados por la industria se evidencio que: i) el pronóstico de demanda elaborado por los administradores de las unidades centrales de pronóstico (UCP) generan en muchas ocasiones errores superiores al 2%, que es el límite establecido en la resolución CREG 097 de 2008 para informar a la SSPD cuando se presente una diferencia entre el pronóstico de demanda y la demanda atendida; ii) La construcción histórica del pronóstico de demanda por OR requiere de metodologías que derivan en mayores errores, toda vez que en algunos casos, la información histórica no corresponde a un solo mercado de comercialización sino a un mercado condesado en UCP's y iii) la dificultad derivada de los diferentes tipos de días que dificultan y limitan aún más los análisis de reconstrucción de series históricas, en especial para los días festivos, semana santa, navidad, fin de año, entre otros, donde el número de datos no es representativo.Sin embargo, al revisar y analizar la metodología de cálculo propuesta se observa que no soluciona el Inconveniente que se tiene para construir los pronósticos de demanda por operador de red, toda vez que se sigue requiriendo su información histórica y que no se posee debido a los argumentos esgrimidos en el proyecto de resolución (los OR's que hacen parte de una UCP integrada por más de un OR no tienen información histórica particular y la aplicación de cualquier metodología para su cálculo derivan en mayores errores). Así mismo, la propuesta de cálculo de la ENS tampoco soluciona los inconvenientes derivados de la existencia de múltiples tipos de días, ya que los mismos se requieren y se deben tener en cuenta en la construcción de los pronósticos de demanda por mercado de comercialización.
al propio.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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Sesión Wo. 532
Respuesta 80. La resolución prevé que el pronóstico debe ser comercialización y por tanto no debe incluirse información de más un pronóstico. La metodología propuesta no determina la forma en la que pronóstico, sino que se limita a la aplicación de una fórmula que permite ao a la realidad que se esté presentando en el momento del evento. La n pronóstico utilizado para el Despacho Económico está a cargo del Open metodología no está relacionada con la forma en que cada uno de ellos pronósticos. Adicionalmente ver Respuesta 77.
por mercado de mercado en un
£e debe hacer el e rear el pronóstico esponsabilidad del ador de Red y la
be realizar estosdel
81. En el proyecto de resolución se propone: “La información de predicqi demanda utilizada para establecer el Despacho Económico de cada día para determinar el pronóstico de demanda en cada uno de comercialización. Por lo tanto el CND elaborará este pronóstico para comercialización, identificando claramente la demanda asociada conectados directamente al STN”. (subrayado nuestro). Teniendo predicción horario es fundamental para el cálculo de la ENS, así cq diferencia entre el pronóstico y la demanda real excede el límite del 2% c estos casos ante la SSPD, consideramos importante se analice la conve la responsabilidad que tendría el CND al elaborar el pronóstico para comercialización.
ón horaria de la será la referencia
l(])s mercados de ada mercado de
Con los usuarios n cuenta que la mo evaluar si la efinido para llevar
ijiiencia y se aclare cada mercado de
la aplicación de la os responsables
Respuesta 81. En el pronóstico utilizado para el Despacho Económicó, aunque el CND es quien propone un pronóstico inicial, los OR tienen la potestad para solieiljarsu modificación a partir de la mejor información que tengan. La labor del CND consiste en fórmula establecida en la propuesta con base en el pronóstico revisado po - de las UCP.
EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO
82. El pronóstico de la demanda presenta errores entre periodos que pueden ser muydiferentes, por lo que tomar el periodo anterior al evento no necesariamente refleja
n normalmente no la demanda y/o
tendencia o desviación del pronóstico de la demanda real. La desviado es homogénea dado que se tiene una alta incidencia por cambios e eventos a nivel del SDL que pueden impactar en porcentajes altos la derrianda del mercado de comercialización. El porcentaje de variación puede estar por encima cjel 2% sin que esto haya sido causado por un evento en el STN o STR.
Respuesta 82. Al aplicar la fórmula propuesta para el pronóstico nuevcji el porcentaje de datos de los periodos horarios entre enero de 2010 y dici tienen un error entre -2% y 2% se duplica, al compararlo con el error ob adicionalmente, el porcentaje de datos que presentaba un error mayor al mitad.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
se encuentra que elmbre de 2011 que tenido sin ajuste, y 2% se reduce a la
83. Los OR's no requerirán seguir participando en el proceso del pronóstico qe la demanda?
Respuesta 83. No se entiende el comentario. En la elaboración del Despacho Económico se mantienen las mismas condiciones de particidü
p\ D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULO
DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
pronóstico para el ación del OR. La
229
Sesión No.532
metodología toma ese pronóstico y lo ajusta a partir del comportamiento real que se haya presentando en el periodo anterior.
4.6 Cálculo de la ENS
84. En cuanto a la propuesta para el cálculo de la ENS, sugerimos la necesidad de mantener una congruencia y armonización regulatoria. En este sentido, consideramos conveniente se revise si, el proyecto de reglamento que se pretende adoptar para el registro de eventos y respectivo cálculo de la Energía No Suministrada recoge los principios y el espíritu fijado previamente en la Resolución CREG 097 de 2008 en cuanto a: i) estimar la ENS por indisponibilidad individual; ¡i) aplicar las señales dadas a los OR's para brindar una mejor calidad del servicio en el SDL y reforzar la información sobre la operación de sus sistemas, pues ésta debe ser utilizada para el cálculo de la ENS; Ni) considerar las señales regulatorias vigentes y que han existido para la expansión en el STR; iv) diferenciar y delimitar los alcances de las responsabilidades entre agentes, especialmente, en los casos en los que un OR alimente a otros OR's a través de activos que no tienen respaldo.
Respuesta 84. Se considera que el proyecto de resolución recoge los principios y elespíritu de la regulación sobre calidad del sen/icio en el STR que fue establecida mediante la Resolución CREG 097 de 2008.
85. De otra parte, es necesario que ei procedimiento de cálculo de la ENS se base en mediciones razonables, las cuales cuenten con todo el soporte y rigor estadístico posible, de tal forma que dichos cálculos reflejen la realidad y recojan si es del caso, los efectos reales de las indisponibilidades presentadas en el STR.
Respuesta 85. No se considera posible reflejar con cálculos la realidad de una situaciónque no fue real, como es ei caso del valor exacto de la demanda que se dejó de atender. Sin embargo, el cálculo propuesto por la CREG busca acercarse a esa posible realidad y encuentra que la información confiable, y que responde a los tiempos de recolección de información necesarios, es el pronóstico hecho diariamente, con base en la información suministrada por los OR, y que a su vez corresponde a la realidad del despacho de energía que se aplica diariamente. Esta propuesta se encuentra soportada con los análisis hechos por la CREG en los que se evidencia que el pronóstico horario hecho por los OR, afectado por el comportamiento real que se presenta en la hora anterior, se acerca al valor real de la demanda.
86. La propuesta no permite desagregar la ENS de un período horario, cuando se presenten dos o más indisponibilidades en activos del STR, bien ya sea porque ocurran en un mismo activo o bien porque se presenten en activos diferentes. Este aspecto es fundamental que se revise, pues la Resolución CREG 097 de 2008 establece que el cálculo de la ENS debe realizarse por indisponibilidad para cada activo de manera individual. Por lo tanto, acumular efectos de varias indisponibilidades presentadas en un mismo periodo horario, que incluso pueden llegar a corresponder a activos y causas diferentes utilizadas para estimar la ENS, no se ajusta a lo establecido previamente en la regulación sobre el tema.
Respuesta 86. Para el caso de dos o más eventos en un mismo activo en un mismo periodo horario no hay necesidad de desagregación de ENS, pues para el cálculo solo se
230
ASOCODIS
k DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
Sesión No.532
considera la ocurrencia de por lo menos un evento en ese periodo horario y ccn base en esa o esas ocurrencias se calcula ia ENS para todo el periodo horario. Para el caso de eventos simultáneos en activos diferentes en la propuesta de resolución final se establece un método de cálculo para ia desagregación de la ENS.
87. La propuesta no permite cuantificar qué parte de la ENS estimada para un período horario se debe a fallas presentadas en el SDL, por lo cual debe descontarse de lu ENS la energía que se estime no fue suministrada por causa de estas fallas, de lo contra jo ésta situación puede implicar compensaciones dobles para el Operador de Red. Situación que ha sido
previamente a lamanifestada por ASOCODIS en los distintos documentos presentados Comisión sobre el tema.
Respuesta 87. El cálculo de la ENS refleja la energía que dejó de su mercado de comercialización cuando se presenta una interrupción del servi<j;i' de esa energía se deba a interrupciones en los SDL los OR podrán argum ante la SSPD, entidad que determinará si se presentó o no ENS.
ministrarse en un o. Cuando parte
éntar y demostrar
88. Adicionalmente, en la Resolución CREG 160 de 2010 se propone cuantificar la ENS como la sumatoria de la energía no suministrada en cada mercado de comercialización afectado por una indisponibilidad de un activo en un STR, calculando como se pnencionó la ENS, como la diferencia entre el pronóstico y la demanda real en un períod<j) horario en cada mercado afectado. Esta propuesta acentúa aún más los errores que se [pueden presentar en dicha estimación y los posibles impactos para el OR propietario del activo indisponible, dado que:
los mercados de DR se calcularía
otros
Se acumularían posibles errores de pronóstico de demanda de comercialización implicados, y en últimas la penalización a un considerando errores de pronóstico realizados por otro OR's qu^ atiendan mercados con los que se tengan transferencias de energía.En un mismo período horario se pueden contabilizar efectos indisponibilidades diferentes y simultaneas que puedan llegar a pres del STR operados por distintos OR's que atienden mercados de co intercambios de energía entre sí. La propuesta no profundiza en este susceptibles de presentarse.Se acumularían los errores que pueden surgir por el no descuento de por fallas ocasionadas en el SDL previas o durante la indisponibilidé STR.. ya no sólo del OR propietario del activo indisponible sino de los mercados de comercialización con los que se presentan intercambijos de energía que puedan llegar a estar afectados.No se tiene una definición de mercado de comercialización afectado por una indisponibilidad en un activo del STR, esta definición no debe estar sujeta a
en la ENS por entarse en activos mercialización con ipo de situaciones
a ENS presentada d de un activo del OR's que atienden
r del Mercado que R's. Es importante
ambigüedades y dar lugar a interpretaciones subjetivas al Operado puedan llegar a tener implicaciones financieras a determinados O aquí considerar temas de redundancia o no en el sistema, las señales que se han tenido para la realización de inversiones en el STR y las inversiones que fian sido ejecutadas por los OR's, de tal forma que se tengan claramente identificadas lap responsabilidades de cada agente.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULOVDE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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Sesión No.532
• Debe realizarse una prueba de escritorio a la metodología, pues entendemos que aun cuando el 100% de la red esté disponible la formulación propuesta arroja una ENS diferente de cero, resultado claramente inexacto.
Respuesta 88. Dado que el pronóstico tiene desviaciones positivas y negativas cuando se suman ios efectos producidos por estas desviaciones ía tendencia es a anularse.La forma en la que se determina la ENS en situaciones de eventos simultáneos de varios activos del STR hace parte de la propuesta de resolución final.Con respecto a las fallas ocasionadas en el SDL, ver Respuesta 87.En la propuesta de resolución final se define cuáles son los mercados que se consideran afectados cuando se presenta un evento en el STR.La propuesta establece que la ENS será determinada cuando se “tenga uno o más eventos ocasionados por Activos del STR”. Por esta razón, cuando la red está 100% disponible es porque no ha habido un evento y no hay lugar al cálculo de ENS.
89. Realizar una mesa de trabajo en donde participen la CREG, el CND, el CNO, ASOCODIS e incluso, representantes de los transportadores, para la definición de una propuesta que permita llegar a una estimación ajustada de la ENS, ante una indisponibilidad en un activo del STR. Como mencionamos anteriormente, la propuesta presentada es muy general y no permitiría contar con un cálculo confiable, lo cual puede llegar a afectar financieramente a los OR's.
Respuesta 89. La propuesta regulatoria fue puesta en consulta y de los comentarios recibidos se hicieron ajustes y aclaraciones a la propuesta inicial.
90. Reevaluar el cálculo de la ENS en caso que la indisponibilidad dure menos de una hora, Pues la metodología no considera que ante un evento en el STR, la demanda puede estar ya restablecida en menos de un periodo, lo cual es una particularidad intrínseca de los sistemas mallados (STR) y de la capacidad de transferencia de demanda en los sistemas de distribución.Por lo tanto, si la demanda se restableció en el primer periodo, por ejemplo, la fórmula podría llegar a arrojar que el valor hallado de ENS es mayor en el periodo 2 de cálculo, únicamente por el error de pronóstico ante la desviación propia de la demanda y el OR podría estar pagando un valor de ENS no real. Proponemos entonces, ajustar el cálculo de la ENS como se explicó, pues los eventos pueden tener una duración de menos de dos horas o corregirse de manera oportuna y al considerarse el último período horario completo, se estaría castigando la ENS a compensar y duplicándose las penalidades.
Respuesta 90. De acuerdo con el comentario, se ajusta la resolución para que cuando los eventos sean superados en el mismo periodo horario de ocurrencia, no se calcule ENS para el segundo periodo horario.
91. Considerar el descuento por desviaciones de la demanda ante la ocurrencia de eventos en activos de los STR, no imputables al OR, tales como: eventos en el STN, eventos del EDAC; esquemas suplementarios que impliquen deslastre de carga; racionamientos programados por Estatuto de Racionamiento y eventos de otros transportadores. Pues los OR's podrían ser sujetos de penalización ante la no atención de la demanda por eventos no atribuidles a él.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
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Sesión No.532
Respuesta 91. El OR podrá demostrar ante la SSPD que el cálculo afectado por eventos no imputables a su red.
92. Realizar una estimación de la ENS por indisponibilidad tal como lo estableeCREG 097 de 2008 y para ello se requiere necesariamente la información de detalle a presentar por parte de los OR's de acuerdo con lo establecido en la Ressolución 043 de 2010, por lo pronto desde ASOCODIS insistimos en que la propuesta presentada por el gremio cumple este criterio y no debe ser descalificada en su integralidad. Es necesario por tanto que la CREG evalúe la necesidad de contar con un margen de tiempo para el
de la ENS fue
ce la Resolución
ae la información estimación que si
cálculo y aplicación de la compensación por ENS ante la disponibilidad del SDL cuya casuística se reportaría trimestralmente, para llegar a una se acerca a la realidad de lo sucedido, de tal manera que el CND realice estas estimaciones con la mayor información posible y sólo hasta ese momento traslade a la SSPD los casos presentados con toda la evidencia.
Respuesta 92. La propuesta contenida en la resolución permite obtener) la información de eventos en la red de manera oportuna, considerando que los eventos sucedidos en la red de nivel de tensión 4 pueden ser identificados y clasificados con mayor rapidez y precisión que los sucedidos en las redes de los niveles 2 y 3.
93. Revisar el procedimiento que debe surtir el CND para identificar dónde se genera la ENS: barras, transformadores, clientes desatendidos, previo su presentación a la SSPD. Cualquier estimación que se aparte del origen pierde confiabilidad y nivel que reiteramos revisar la propuesta presentada por ASOCODIS.
de certeza, por lo
Respuesta 93. Los OR reportan al CND qué activos de su sistema quedado no operativos. A partir de esto el CND realiza un cálculo de co base en horas de indisponibilidad y, de ser necesario, calcula la ENS. Por no determina quién es el responsable de la ENS sino que recopila la inform^ los agentes para realizar el informe post-operativo que remitrá a la SSPD, encargada de determinar si hubo ENS y qué activo fue el responsable.
han fallado o han mpensaclones con ^sta razón, el CND cíón reportada por
due será la entidad
o recogidos en la94. Considerar la condición de simultaneidad de eventos en el STR, n propuesta.
Respuesta 94. Se considera en la propuesta de resolución final.
ELECTRICARIBE
95. La propuesta de cálculo de la ENSq no corresponde a la definición que de esta variable hacen la resolución CREG-097 de 2008 y el mismo proyecto de resolución CREG-160 de 2010 .
La propuesta que se acoja debe calcular de la manera más precisa pos el periodo horario q para cada evento /, durante el tiempo que ést indisponible un activo u del STR y que haya causado ENS en el MC c posible que tenga que utilizarse una gran cantidad de informaciónConsideremos que la mejor manera de calcular la ENS bajo la anterior premisa, y que discrimine el origen de la ENS, es con base a la identificación de los transformadores y sus capacidades instaladas que queden afectados por la indisponibilidad i del activo u y hacer el cálculo de la ENSq.j.u tal y como lo presentó el CND en la alternativa 5 del documento
ible la ENSq,¡,u en la dure, y que deje
el OR. Para ello es
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233
Sesión No.532
"Propuesta de procedimiento para la estimación de la ENS” y que hace parte del documento CREG-128 de noviembre de 2010.
Respuesta 95. Ver Respuesta 84, Respuesta 85 y Respuesta 87.
96. Así como se castiga a los OR's y Transportadores con la ENS que causen a los usuarios, también se debe castigar a los generadores que por su indisponibilidad causen ENS.
Respuesta 96. Esto no hace parte del tema de la resolución.
97. Como lo hemos señalado en anteriores oportunidades, consideramos que el cálculo de la Energía No Suministrada (ENS) debe ser lo más preciso posible con el fin de asignar a cada operador de red la cantidad más precisa posible de energía no suministrada originada por las interrupciones no excluibles que afecten a los STR. Dicha metodología debe ser coherente con el esquema integral de remuneración de la actividad de distribución.
Respuesta 97. De acuerdo con el comentario y de los análisis de información existente,consideramos que la metodología propuesta permite obtener la ENS causada por un eventode manera práctica y confiable.
98. Consideramos que de adoptarse la metodología propuesta en la Resolución 160 se estaría dando una señal inconsistente para los SDL en cuanto a la cuantificación de la ENS por la ocurrencia de eventos en el STR, por cuanto la metodología propuesta no permite diferenciar el efecto de eventos que ocurran simultáneamente en el STR y SDL y que originen demanda no atendida y de la misma manera no permite descontar de dicho cálculo la demanda para la cual se restablece el servicio gracias a la actuación de los esquemas que pueda disponer el operador de red para incrementar la confiabilidad en el SDL.En nuestra opinión, esto ocurre porque la metodología propuesta es muy práctica y sencilla en su aplicación, pero no utiliza el nivel de información necesario para darle un nivel de precisión adecuado al cálculo de la ENS y que está disponible mediante el reporte mensual realizado por los operadores de red al SUI como parte del esquema de calidad que aplica para los SDL.
Respuesta 98. Ver Respuesta 87.
99. Con base en lo anterior, nos permitimos insistir en que se adopte la propuesta presentada por la industria a la CREG y al CND y que esta entidad recogió como alternativa 5 de su documento "Propuesta de procedimiento para la estimación de la ENS”, mencionado en el documento de soporte del proyecto de resolución.
Respuesta 99. Ver Respuesta 84, Respuesta 85 y Respuesta 87.
100. De acuerdo a fas definiciones mencionadas que ambos documentos hacen, es claro que la variable ENSq o ENS^ que debe tenerse en cuenta para el cálculo del CANO en el aparte 3 del numeral 11.1.8.2 del Anexo General de la Resolución CREG-097 de 2008, debe cumplir con lo siguiente:• La ENSq o ENS¡rU, es la ENS causada por la indisponibilidad no excluyente i de un
activo u del STR. Esto significa que, no debe incluirse en el cálculo de la ENSq o ENS¡|U, las ENS debidas o causadas por eventos o maniobras en el SDL, STN, otros eventos de en el STR, y eventos de generación.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS V CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
234
Ses/ón No.532
Para el cálculo de la máxima ENSq, sólo debe considerarse la ENS indisponibilidad. Si la indisponibilidad abarca más de un período I- calcular la ENS en cada uno de los primeros períodos de ¡ndisponibilida se debe considerar la ENS para reposición, después de la fia indisponibilidad.
mientras dure la orario, se debe d del activo. No
alización de la
Respuesta 100. Las indisponibilidades excluidas en el cálculo de la ENS la regulación. Adicíonalmente, ver Respuesta 90.
se identifican en
de un evento en entos, uno, el i1,
101. La propuesta no funciona cuando en un período horario ocurra más activos diferentes, lo cual es muy normal. En caso de que ocurran dos e\ en el activo u1, y otro, el ¡2, en el activo u2, no sería posible conocer con la ENSHjn la ENS debida a la indisponibilidad i1 del activo u1 ENS¡iiUi ni la debida a la indisponibilidad ¡2 del activo u2. Esto se debe a que no es posible transformar la ENSHj.f, ^ue no relaciona ninguna indisponibilidad i de ningún activo u, en la ENSMi,ju que ejs la Energía No Suministrada en cada MC afectado por la indisponibilidad i del activo u.
Respuesta 101. Ver Respuesta 86.
102. La propuesta, o asume que durante el período horario solo ocurre ENS por eventos nopor no decir que indisponible en el
0n el SDL, STN, cual va contra la
y el
excluyentes del activo u del el STR lo cual es muy raro que ocurra imposible, o a sabiendas incluye en la ENSq de cada activo u que estuvo período horario toda la ENS causada por eventos o maniobras Generación, otros eventos en el STR (excluyentes o no) en el MC, lo definición misma que se da a esta variable en la resolución CREG-097 de 2008 proyecto de Resolución CREG-160 de 2010.
Respuesta 102. Ver Respuesta 91.
103. En el cálculo de la ENS propuesto no es tan simple como aparentemehte ser [sic] ya que involucra la suma de las ENS en los diferentes MC afectados por la indisponibilidad i del activo u, y no es claro el cálculo de los PENS de cada MC afectado, y i que la resolución CREG-097 de 2008 solo se refiere a una PENS, que es el porcentaje qrje la ENS en el MC propio del OR representa frente a la predicción horaria de demanda del ijyiC.
Respuesta 103. Se ajusta la propuesta respecto a este tema.
ar se define como: y calculado por la
de ENS durante la
104. La resolución que defina el procedimiento para estimar la ENS, debe)aclarar el Costo de Racionamiento a usar para calcular el CANO. Según el numeral 11.1.8.4 del Anexo General de la resolución CREG-097 de 2008, el costo de racionamiento a us “Costo Incrementa) Operativo de Racionamiento de Energía, definido UPME, correspondiente al escalón donde se encuentre el porcentaje hora q”.Esto puede conducir a varias interpretaciones, por lo cual consideramos conveniente precisar que el porcentaje de ENS para establecer el CRO debe basarsé en la demanda del SIN y no en la PENS calculada para establecer si hay lugar a aplicar Et'jls.Esto significa que es necesario definir dos PENS:
Uno basado en la demanda del Mercado de Comercialización (PENS= [ENSíj.u /Pronostico del MC]*100%), que se usa para establecer si se de condición que describe el numeral 11.1.8.2, cuando la PENS > 2%
U D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULOY DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
>e aplicar la tercera
235
Sesión No.532
• Otro basado en la demanda del SIN (PENS2= ENSiJ.u / Pronostico de Demanda del SIN), que se usa para establecer el CRO correspondiente al escalón de la curva de Costo de Racionamiento definida por la UPME.
Respuesta 104. En la propuesta de resolución final se aclara el costo de racionamiento que se debe utilizar.
CODENSA
105. Otro factor que asigna riesgos a los operadores de red consiste en que la metodología no ajusta el cálculo de ENS ante eventos simultáneos ocurridos en el STR, caso en el cual debería compensarse solo por la primera incidencia dada la condición N-1 en que se presenta la segunda. A su vez, el cálculo no excluye la energía no suministrada ante eventos del SDL que se penalizan en el esquema de calidad de dicho sistema. Adicionalmente, no es claro como ei CND distinguiría los eventos que producen ENS de los eventos que no la producen, asumiendo que todo evento causa energía no suministrada, especialmente cuando la formulación arroja una ENS diferente de cero aún cuando no se presente un evento.
Respuesta 105. En la resolución se presenta una propuesta para la diferenciación de la ENS cuando ocurran eventos simultáneos. Con respecto a la segunda parte del comentario, en la propuesta final de resolución se establece un mecanismo adicional para determinar los mercados afectados por la ocurrencia del evento, además del requisito que establece que la ENS sea superior al 2% para enviar el informe a la SSPD, quien a su vez determinará si se presentó o no esa ENS.
EMPRESA DE ENERGÍA DE CUNDINAMARCA
106. Adicionalmente, se defina una metodología de ENS que refleje de manera adecuada lasituación “real" de los sistemas. Así mismo, que considere entre otros, las operaciones quese adelantan en los SDL's y que reducen el impacto de la ENS.
Respuesta 106. Ver Respuesta 91
107. Adicionalmente, la metodología propuesta no permite descontar la demanda que se logra atender a través de la operación del SDL, lo cual y como se ha mencionado en anteriores ocasiones, generaría la aplicación de ENS en situaciones ya solucionadas por los OR's, quienes valga la pena mencionar y en el caso particular de la EEC viene desarrollando importantes inversiones en el SDL con el fin de mitigar los efectos derivados de indisponibilidad de activos en el STN y/o STR, lo que claramente se convertiría en un desincentivo.
Respuesta 107. En caso de que la demanda no sea afectada por la ocurrencia del evento será igual o similar al pronóstico y por tanto no habría lugar a ENS.
108. Otro aspecto que se debe revisar y analizar de la metodología propuesta es que el cálculo de la ENS se pueda hacer a nivel de activo, lo que no se logra hacer al calcular la ENS agregada de todo lo que ocurra en cada período horario, impidiendo excluir las salidas de servicio de activos debidas a las indisponibilidades establecidas en el numeral 11.1.5. de la resolución CREG 097 de 2008.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
236
Sesión No.532
Definir una metodología que permita calcular la ENS por indisponibilic cumplimiento de lo establecido en la resolución CREG 097 de 2008, de puedan considerar las exclusiones que apliquen.
Respuesta 108. El agente deberá demostrar ante la SSPD que adido activo del STR se presentaron eventos en otros activos. En cuanto a eventos, indisponibilidades excluidas en la propuesta de resolución final se establece considerar la parte de la ENS ocasionada por estas indisponibilidades.
109. Evaluar la conveniencia de modificar el artículo 11.1.8.2.1. de la reso de 2008 para que la metodología de cálculo de la ENS no dependa demanda, ya que de acuerdo con los análisis realizados, esta variable es principales desviaciones y riesgos para un adecuado cálculo de ENS.
ad de activo, en tal forma que se
la l al evento del ocasionados por la forma para no
Respuesta 109.consulta.
Esto hace parte de la metodología vigente y no de la resolución puesta en
110. Ampliar el plazo para el cálculo de la ENS, ya que el mismo no inmediatez definida en el proyecto de resolución y que puede derivar en cálculo. Por el contrario, la ampliación del plazo del cálculo permitiría como los OR's, cuenten con mejor información para los cálcijl adecuadamente lo ocurridos en los STR's y SDL's.
Respuesta 110. Se ajusta en la propuesta de resolución.
EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN
ución CREG 097 leí pronóstico de la que genera las
e requiere con la posibles errores de gue, tanto el CND
os que reflejen
111. Numeral 4, Anexo2: Similar a la situación que se presentaría en el cálculo de la ENS daría lugar a que cuando se presentan simultáneame en un STR o cuando coincidan eventos en el SIN, para efectos de calculíii con cada evento, se estaría contabilizando la totalidad de la ENS asociad pudiendo dar lugar al pago de compensaciones por eventos no relación^ que se analiza.
Respuesta 111. Ver Respuesta 86 y Respuesta 91.
112. La metodología que se propone en ambas resoluciones puede dar lugar a que el transportador asuma penalizaciones por Demanda No Atendida, no atrit uibles a él, debido a que ésta no excluye situaciones o eventos que pueden originar desviaciones entre la demanda pronosticada y la demanda real en un periodo determinar corresponder, por ejemplo, a eventos de activos de otros transportadores
do, que pueden (STN o STR), a la
operación del EDAC o de esquemas suplementarios que impliquen deslastre de carga, adel Estatuto de
srmita descontar la situaciones que no
mantenimientos o a racionamientos programados por aplicación Racionamiento. Se solicita que en la resolución quede explícito que se p Demanda No Atendida (y que no constituiría ENS) debida a eventos o tengan que ver con el evento que dispara el cálculo de la ENS.
Respuesta 112. Las indisponibilidades excluidas en el cálculo de la EN la regulación. En el proyecto de resolución final se mencionan cuales debidas a la actuación de esquemas suplementarios de protección
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
STN, la forma de nte varios eventos r la ENS asociada a con todos ellos,
idos con el evento
S se identifican en indisponibilidades
son consideradas
237
Sesión No.532
excluidas para el cálculo de la indisponibilidad de los activos. Adicionalmente, ver Respuesta91.
113. Se plantea que la ENS se calculará tomando el valor máximo que resulte de estimar la ENS durante el periodo de ocurrencia del evento y la estimada para el periodo siguiente a dicha ocurrencia. El considerar la ENS en el periodo siguiente, puede llevar a que el valor hallado de ENS de ese periodo, sea mayor al del periodo de ocurrencia del evento y el transportador resulte pagando por una ENS que no es real. Esta situación puede suceder por lo siguiente: Debido al grado de interconexión del STN o de los STR, o por la capacidad de transferencia de la carga en los sistemas de distribución ante eventos en el STN o en los STR, la demanda no atendida puede ser restablecida en un tiempo inferior a un periodo; al aplicar el procedimiento de cálculo propuesto, como producto de las desviaciones propias de la demanda, se puede encontrar una ENS para el periodo siguiente al del evento, mayor que la que efectivamente se presentó en el periodo de ocurrencia del mismo En este caso, el transportador resultaría pagando por una ENS mayor y que no sería real, dado que en este segundo periodo la demanda ya estaría restablecida. Se solicita que si durante el periodo de ocurrencia del evento, la demanda ya fue restablecida, no se calcule ENS en el periodo siguiente, incluso aunque el activo que originó el evento aún esté por fuera de servicio.
Respuesta 113. Ver Respuesta 90. Se precisa que si el activo que originó el evento continúa fuera de servicio, habrá lugar al cálculo de la ENS para el segundo periodo horario y en caso de que el servicio haya sido restablecido la energía entregada será similar al pronóstico.
TRANSELCA
114. En el cálculo propuesto la determinación de la ENS basado en la diferencia de el pronóstico de la demanda del mercado de comercialización del OR versus la demanda real de la hora en que ocurrió el evento o periodo subsiguiente, no prevé los ajustes por la ENS debidos a eventos presentados en los STN y/o SDL en los mismos períodos horarios en el que se evalúa la ENS por eventos presentados en el STR.Se solicita hacer las modificaciones a la metodología de tal forma que se tengan en cuenta las consideraciones descritas anteriormente.
Respuesta 114. Ver Respuesta 91.
EMPRESA DE ENERGÍA DEL PACÍFICO
115. No se tienen en cuenta los eventos simultáneos que se presentan en el SDL, asignando demanda desatendida diferente a la causada por el evento en el STR o STN, según sea el caso, lo que ocasionaría una doble compensación a cargo del TN o del OR.
Respuesta 115. Ver Respuesta 91.
116. No plantea como se diferencia o asigna la energía no suministrada cuando se presentan eventos simultáneos en un STR o en el STN.
Respuesta 116. Ver Respuesta 86
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULODE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
238
Sesión No.532
117. De acuerdo con lo anterior y de acuerdo a lo discutido en el taller Comisión el día 25 de enero de 2011, solicitamos considerar una propw los agentes a partir de las propuestas presentadas por XM en los docunr las resoluciones, la cual tenga en cuenta los aspectos mencionados y una metodología que refleje de la mejor manera la energía no sumi correcta aplicación en el esquema de calidad. Entendemos que dichas factibles de aplicar, con base en la información detallada de i
transformador que deben entregar los OR, de acuerdo con lo establecido Creg 043 de 2010.En este sentido, como se ha discutido en diferentes escenarios, estamo^ que la metodología debe permitir la estimación de una banda de c producto del error histórico y debe permitir la exclusión de evento relacionados con el evento en el STN o STR.
Respuesta 117. Ver Respuesta 85.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
realizado por la ^sta unificada por
entos soporte de plermita establecer
nistrada para su ijnetod o logias son
n|terrupciones por en la Resolución
de acuerdo con confianza que sea s que no estén
118. En el cálculo de la ENS, debe existir un procedimiento y una clasificad que efectivamente generan ENS; ya que este cálculo no debería ser eventos en activos que conforman anillos y por lo tanto no generan ENS.
Respuesta 118. Ver Respuesta 107.
ión de los activos necesario para
CONSEJO NACIONAL DE OPERACION
119. Determinar si para eventos ocurridos en la misma hora o cuyo efectc misma hora, las Unidades de Control de Pronóstico - UCPs afectadas caso de que así lo sean, el cálculo de la ENS para cada uno de realizarse en forma directa, de acuerdo con la metodología que defins efecto, la cual, en todo caso, se solicita que contemple los criterios me comunicación, a fin de que la ENS calculada para cada evento consid efecto de cada uno de ellos.
se acumule en la son diferentes. En
Ips eventos puede la CREG para el
ncionados en esta ere únicamente el
Respuesta 119. De acuerdo con el comentario. En la nueva prepuesta se incluyeuna forma de asignar la ENS en el caso de eventos simultáneos.
120. Si los eventos afectan UCPs comunes, se requeriría de una metodólogia que permita desagregar adecuadamente la ENS y el PENS respectivo, asignables a cada evento; para ello, se solicita a la CREG definir tal metodología, para lo cual más ac olante se propone una posible alternativa, o, de no ser definida una metodología por parte de la CREG, entonces se solicita que se definan los criterios mínimos para que posteriormente se pueda realizar tal desagregación; si finalmente es la SSPD quien realice dichs solicita dejar claro en la Resolución que se expida, que XM debe precisar entregue a la Superintendencia el número de eventos registrados y que
desagregación se r en el informe que para cada uno de
ellos la SSPD desagregará la ENS y el PENS correspondiente. Adentiás, se propone larealización de reuniones entre los agentes involucrados y la Superintencesta pueda obtener mayor información y más elementos de análisis, para, finalmente, poderdeterminar si el PENS asociado con cada evento es o no superior al 2%
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
encia, a fin de que
de la demanda del
239
Sesión No.532
SIN para eventos en el STN, o al 2% de la demanda del mercado de comercialización para eventos en el STR.
Respuesta 120. En la nueva propuesta se incluye una forma de asignar la ENS en el caso de eventos simultáneos. En cuanto a la información que se deberá entregar a la Superintendencia la nueva propuesta incluye una precisión al respecto, donde los cálculos de ENS y PENS, y la información usada debe ser enviada a la SSPD.
4.7 Informe sobre Energía No Suministrada
ASOCODIS
121. Detallar en la Resolución Definitiva con mayor profundidad y rigurosidad técnica, la información sobre la cuantificación de la ENS que el CND suministre a la SSPD, para que defina el responsable de la misma, pues de lo contrario se iniciarían procesos con señales no adecuadas y peor aún, sin herramientas regulatorias claras que le permitan finalmente a la SSPD establecer cuál realmente es la magnitud de la ENS ante una determinada indisponibilidad presentada en un activo del STR.
Respuesta 121. Se considera que el informe y demás información que suministra el CND sobre los activos que registraron eventos y la estimación de la ENS es suficiente información para que la SSPD evalúe la situación y defina el o los responsables.
122. Cuáles serán los instrumentos o mecanismos con los que contará el OR para solicitar ajustes con respecto a las diferencias que puedan tener lugar durante el proceso de cálculo de la ENS y previo a la publicación oficial del CND ante la superintendencia de servicios públicos domiciliarios?
Respuesta 122. Se considera que el análisis de la información que pueda aportar el OR hace parte del proceso que adelantará la SSPD.
SSPD
123. (...) Se solicita dejar claro en la Resolución que se expida, que XM S.A. E.S.P. debe precisar en el informe que entregue a la Superintendencia el número de eventos registrados, el cálculo de la ENS y el PENS desagregado para cada uno de ellos
Respuesta 123. De acuerdo con el comentario. Esto hace parte del proyecto de resolución final.
IV. OTROS TEMAS
ELECTRICARIBE
124. Cálculo de indisponibilidad del grupo de activos. Cuando uno o más activos de un grupo de activos se indisponen simultáneamente por Mantenimiento o Consignación Local, las horas de indisponibilidad se asignan al activo que primero se indispone por el número máximo de horas de indisponibilidad de los activos. Con esto se logra que los OR's coordinen eficientemente el mantenimiento de los activos de un grupo. Por ejemplo si es
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CALCULODE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
240
Sesión No.532
qu<;
necesario hacerle mantenimiento a las dos bahías y a la línea de un gr Línea del nivel 4, el OR puede coordinar que este mantenimiento simultáneamente, asignándole la indisponibilidad al activo que primero el máximo número de horas, y a los otros activos no se le asigna indisponibilidad, pero lógicamente queda afectado todo el grupo por este Si los mantenimientos se hacen en horas distintas que no se éntrela: indisponibilidad se asignan independientemente a cada activo.
jpo de activo de >e lleve a cabo
indisponible por linguna hora de
húmero de horas, n, las horas deza
Respuesta 124. Las horas de indisponibilidad deben ser registradas para cada uno de los activos que presente el evento o el mantenimiento. La suma de las horas de indisponibilidad de los activos del grupo es la que se debe comparar con las Máximas tforas Anuales de Indisponibilidad establecidas en la Resolución CREG 097 de 2008.
CODENSA
125. Finalmente, dados los efectos potenciales del Reglamento para el rep y Eventos y el cálculo de la Energía No Suministrada, se solicita que el n> modifique la resolución CREG 160/10 se expida para observaciones ante^ definitiva
orte de Maniobras qevo proyecto que
de su expedición
Respuesta 125. Debido a que los comentarios enviados por los agentes interesadas en la operación y la calidad del STR han sido la base de presentan en la nueva propuesta, no se considera necesario someter de n proyecto de resolución.
EXPERTOS EN MERCADOS - XM
126. Teniendo en cuenta que XM S.A. E.S.P., deberá ejecutar nuevos proc forma de ejecución de algunos actuales, disminuyendo tiempos
y otras entidades los ajustes que se uevo a consulta el
esos y modificar la e incrementando
actividades, solicitamos a la Comisión que se incluya en las Resoluciónes definitivas, el tiempo de implementación requerido, para lo cual estamos evaluando el impacto en los procesos para informarlo oportunamente.Consecuentemente con lo anterior, solicitamos tener en cuenta que propuestas implican mayores costos de operación e inversión, los incluidos en la remuneración de XM S.A. E.S.P. Para tal efecto, oportunámente enviaremos a la Comisión el estimado de los recursos que nos llevaría la implementación y ejecución operativa de las nuevas disposiciones, a fin de que sean tenidas en cqenta a partir de la vigencia de las mismas.
Respuesta 126. La resolución definitiva preverá un plazo para el inicio esquema.En cuanto al segundo comentario, consideramos que no hace parte del obj^t resolución.
TRANSELCA
las disposiciones cuales deben ser
le la aplicación del
o de estudio de la
127. Adicionalmente, manifestamos nuestro total acuerdo con los Resolución CREG 159 de 2010, enviados por el Consejo Nacional de de los cuales también son aplicables a la Resolución CREG 160 de 201 lo relacionado con el manejo de la Energía no Suministrada.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
comentarios a la Operación muchos 0 principalmente en
241
Sesión No.532
Respuesta 127. Dado que existe similitud entre la propuesta de calidad del STR y la del STN, la mayor parte de los comentarios del CNO fueron considerados en las respuestas dadas en el documento del STN y en los ajustes propuestos para la nueva resolución. Sin embargo, dado que hay algunos comentarios del CNO que tienen tratamiento diferente en las metodologías en este documento se transcriben los comentarios para los que se propone un análisis diferente.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS
128. Para las exclusiones citadas en el aparte iv del numeral 11.1.5 de la resolución CREG 097 de 2008, se requiere saber si también es necesario informar a los usuarios de la afectación del activo así este no cause ENS?.
Respuesta 128. Sí, la obligación de informar a los usuarios es independiente del cálculo de la ENS.
129. Es requerido saber, si son también excluibles aquellas aperturas por seguridad requeridas para la intervención de activos que por su nivel de tensión no hagan parte del STR y que hayan sido afectados como consecuencia de una catástrofe natural.
Respuesta 129. El reporte de indisponibilidades de la resolución en consulta hace referencia a activos del STR.
130. Para las exclusiones contempladas en el aparte vii del numeral 11.1.5 de la resolución CREG 097 de 2008, se requiere saber cuáles son los requisitos que deben cumplir las entidades estatales ante el OR, para la ejecución de obras; con el fin que este último pueda contar con los soportes adecuados para registrar la solicitud ante el CND.
Respuesta 130. El OR deberá definir los requisitos que deben cumplir las citadas entidades para que el OR pueda demostrar que se trata de la indisponibilidad excluida a la que se hace referencia.
131. Es requerida saber la anticipación con la cual se fija el plazo para que el OR declare ante el CND las exclusiones contempladas en el aparte vii del numeral 11.1.5 de la resolución CREG 097 de 2008, debido a que actualmente solo se menciona como “en forma previa”.
Respuesta 131. De acuerdo con la propuesta de resolución final, este tema hará parte de los formatos e instrucciones para el reporte de eventos que publique el CND.
132. En varios apartes del texto, se menciona al TRANSPORTADOR, se está aludiendo con ello al OR?.
Respuesta 132. Sí, en varias resoluciones de la CREG se utiliza esta denominación general.
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULODE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
242
Sesión No.532
ANEXO 2
CUESTIONARIO SIC
SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO, SIC
cuestionario evaluación de la incidencia sobre la lib re competencia de losACTOS ADMINISTRATIVOS EXPEDIDOS CON FINES REGULATORIOS
OBJETO PROYECTO DE REGULACIÓN: Por la cual se acoge el Reglamento para el reporte de
Maniobras y Eventos en los Sistemas de Transmisión Regional v se filan otras disposiciones
relacionadas con la calidad del servicio.
No. DE RESOLUCIÓN O ACTO: Resolución CREG 160 de 2010. Expediente 2009-0078
COMISIÓN O ENTIDAD QUE REMITE: COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGIA Y GAS. CREG
RADICACIÓN:.
Bogotá, D.C. _
No. Preguntas afección a la competencia Si No Explicación Obs¡ervaciones1a. ¿La regulación limita ei número o la
variedad de las empresas en uno o varios mercados relevantes relacionados?Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:
1.1 Otorga derechos exclusivos a una empresa para prestar servicios o para ofrecer bienes.
X
1.2 Establece licencias, permisos, autorizaciones para operar o cuotas de producción o de venta.
X
1.3 Limita la capacidad de cierto tipo de empresas para ofrecer un bien o prestar un servido.
X
1.4 Eleva de manera significativa los costos de entrada o salida del mercado para las empresas.
X
1.5 Crea una barrera geográfica a la libre circulación de bienes o servicios o a la inversión.
X
1.6 Incrementa de manera significativa los costos:
i . 6 . r Para nuevas empresas en relación con las empresas que ya operan en un mercado o mercados relevantes relacionados, o
X
1.6.2 Para unas empresas en relación con otras cuando el conjunto ya opera en uno o varios mercados relevantes relacionados.
X
2a. ¿La regulación limita (a capacidad de las empresas para competir en uno o varios mercados relevantes relacionados?
D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO' DE ENERGÍA NO SUMINISTRADA EN EL STR
243
Sosión No,532
Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:
!2.1 Controla o influye sustancialmente
sobre los precios de los bienes o servicios o el nivel de producción.
X
2.2 Umita a las empresas la posibilidad de distribuir o comercializar sus productos
X
2.3 Limita la libertad de las empresas para promocionar sus productos.
X
2.4 Exige características de calidad de los productos, en particular si resultan más ventajosas para algunas empresas que para otras.
1 X Aunque se establecen exigencias de calidad, estas aplican para todos los agentes
2.5 Otorga a los operadores actuales en el mercado un trato diferenciado con respecto a las empresas entrantes.
X
2.6 Otorga trato diferenciado a unas empresas con respecto a otras.
X
2.7 Limita la libertad de las empresas para elegir sus procesos de producción o su firma de organización industrial.
X
2.8 Limita la innovación para ofrecer nuevos productos o productos existentes pero bajo nuevas formas-
X
3a, ¿La regulación implica reducir los incentivos de fas empresas para competir en uno o varios mercados relevantes relacionados?Es posible que esto suceda, entre otros eventos, cuando el proyecto de acto:
3.1 Genera un régimen de autorregulación o corregulación.
X
3.2. Exige o fomenta el intercambio de información entre competidores o la publicación de información sobre producción, precios, ventas o costos de tas empresas.
X
3.3. Reduce la movilidad de los clientes o consumidores entre competidores mediante el incremento de los costos asociados con el cambio de proveedor o comprador,
X
3.4 Carece de claridad suficiente para las empresas entrantes sobre las condiciones para entrar u operar.
X
3.5 Exime una actividad económica o a unas empresas estar sometidas a la ley de competencia.
X
4.0 CONCLUSION FINAL El acto regulatorio es complemento de una regulación vigente
n D-052-12 REPORTE DE EVENTOS Y CÁLCULO4 0 DE ENERGIA NO SUMINISTRADA EN EL STR
244
